К оглавлению

УДК 622.279(470.56)

Низкопоровые толщи - самостоятельный объект разработки на Оренбургском газоконденсатном месторождении

М.А. ПОЛИТЫКИНА (ВУНИПИГаз)

Основные промышленные запасы газа Оренбургского газоконденсатного месторождения (ОГКМ) сосредоточены в трех геологических объектах, разделенных плотными практически непроницаемыми экранирующими карбонатными пачками (так называемые черный и белый экраны). Каждый объект состоит из базисного резервуара (толща пород с эффективной мощностью 30-60 %) и примыкающего к нему дополнительного резервуара (с эффективной мощностью 5-15%). Последний представлен толщей низкопоровых пород (НП) с линзами пород-коллекторов. На ОГКМ установлены три низкопоровые толщи: НП-1, расположенная в нижней части первого объекта разработки (артинский ярус), НП-2, составляющая верхнюю часть второго объекта (сакмарский ярус), и НП-3, приуроченная к верхней части третьего объекта (верхний карбон). По керновым и промыслово-геофизическим данным, эти толщи прослеживаются по всей площади месторождения. Их мощность незначительно возрастает в восточном направлении.

Литологическая характеристика толщ показана в табл. 1, физико-коллекторские свойства - в табл. 2. Низкие емкостные и фильтрационные параметры нижнепермских толщ в значительной степени определены первичными седиментационными условиями: в разрезе большую роль играют первично плотные микрозернистые и сгустковые разности. Остановимся детальнее на строении третьей низкопоровой толщи, по которой к настоящему времени накоплено много данных.

Мощность НП-3 - 60-70 м, керном наиболее охарактеризован разрез западного блока ОГКМ. Судя по опорной скв. 312, он представлен светлыми известняками с прослойками глины и мергеля мощностью в несколько сантиметров. Известняки преимущественно органогенно-обломочные с подчиненными прослоями сгустковых и микрозернистых разностей. В нижней половине преобладают органогенно-обломочные известняки, в верхней - органогенные. Характерной особенностью является наличие остаточной нефти, частично заполняющей крупные поры и мелкие каверны.

К востоку возрастает роль хемогенных разностей и несколько уменьшается мощность органогенно-обломочных известняков. Разрез центрального блока сложен переслаиванием тонкокристаллических известняков с органогенными и органогенно-обломочными.

Из постседиментационных преобразований широкое развитие получили процессы кальцитизации, образование трещиноватости (наблюдается система трещин субвертикального направления) и стилолитизации. Последний процесс связан с уплотнением пород.

По керну опорной скв. 321 в разрезе НП-3 центрального блока ОГКМ установлены три маломощных пласта плитчатых известняков. Плитчатость обусловлена системой субгоризонтальных трещин, обладающих [3] сверхкапиллярной раскрытостью в пластовых условиях и обеспечивающих бесконечно большую по отношению к вмещающей толще трещинную проницаемость.

Первый пласт (интервал 1607-1609 м) представлен биоморфным известняком, его пористость насыщения 8 %, остаточная водонасыщенность 5,5 %. Он перекрывается плотной, очень слабопроницаемой пачкой известняков мощностью 20 м со стилолитами и субвертикальными трещинами, ее пористость 1,7-1,9%, проницаемость 0,012*10-3 мкм2 остаточная водонасыщенность 20,7-35,9 %. Подстилает пласт толща плотных карбонатов с глинистыми прослойками мощностью 14 м.

При вовлечении этого пласта в разработку вследствие незначительных собственных запасов, опережающей их выработки и слабой подпитки газом из вмещающих пород он будет первоочередным объектом раннего обводнения. По-видимому, именно с этим пластом связано появление воды в скв. 174, 170, 172, 177. Все скважины работали с высоким дебитом - около 800 тыс. м3/сут.

Второй пласт располагается в средней части разреза (интервал 1623,6-1631,6 м), верхняя его часть (4,5 м) сложена плитчатым микро-, тонкокристаллическим доломитизированным известняком. Средняя пористость 16,6%, остаточная водонасыщенность 3,7 %. Пласт залегает между описанной выше 14-метровой толщей и пачкой плотных карбонатов мощностью 11 м (пористость 2,3%, остаточная водонасыщенность 25,7 %).

Третий пласт, самый маломощный (интервал 1641,8-1642,3 м), расположен под 11-метровой пачкой, представлен мелкокомковато-сгустковым тонкопористым известняком с тонкокристаллическим цементом. Пористость пласта по керну 11,2 %. Ниже располагается плотная толща мощностью 20 м, с пористостью пород 1,5%, проницаемостью 0,015*10-3 мкм2 и остаточной водонасыщенностью 27,4 %.

Анализ промыслово-геофизических материалов позволил установить площадное распространение описанных выше высокопроницаемых пластов и вмещающих их плотных толщ с пластами низкопоровых коллекторов (с пористостью 3-6 %). Детальное строение НП-3 показано на поперечном геолого-геофизическом разрезе (см. рисунок). В плотной пачке, перекрывающей первый пласт-суперколлектор, в районе скв. 27-119 развит линзовидной формы пласт порового коллектора мощностью 1 м, пористостью 15-20 %, уплотняющийся в южном направлении. В этом же направлении уменьшается и емкость первого пласта: в скв. 377, расположенной на южном крыле, он выделяется только по данным БК, в средней части второго и третьего пластов появляется уплотненный пропласток.

В плотной пачке, подстилающей третий пласт, прослеживаются два пласта-коллектора мощностью 1 м, появляющиеся в разрезе скв. 27, нижний выклинивается южнее скв. 37, а верхний прослеживается до конца профиля.

Имеющиеся в настоящее время данные позволяют судить о том, что указанные пласты-суперколлекторы вовлечены в разработку. Так, пласт первый, по заключению треста Союзгазгеофизика, в скв. 159 работает газом, а пласт третий обводнен: в нем по временным замерам отмечена аномалия ГК, что характерно для обводнявшихся пластов. Судя по временным замерам скв. 164, здесь обводнен первый пласт. Как уже упоминалось, обводнение этого пласта в скв. 174, 170, 172, 177 вполне вероятно.

В нижнепермских низкопоровых толщах также присутствуют маломощные сверхпроницаемые пласты и линзовидной формы пласты поровых коллекторов. Для артинской НП-1 характерны повышенное содержание остаточной нефти практически по всей площади месторождения и низкая остаточная водонасыщенность. Это обстоятельство снижает опасность капиллярной пропитки и «отсечки» НП от суперколлектора, где, в свою очередь, трудно ожидать изменения фазовой проницаемости. Кроме того, этот факт следует иметь в виду при выборе вторичных методов воздействия на пласт.

Разработку низкопоровых толщ рекомендуется вести самостоятельной сеткой скважин, каждая толща при этом представляет самостоятельный объект. Необходимость самостоятельной, сетки скважин обусловлена следующими обстоятельствами.

1.     Рабочие депрессии для НП, вероятно, будут превосходить рабочие депрессии базисных резервуаров. При эксплуатации совмещенных скважин рабочая депрессия будет задаваться лучшим (осваивающимся в первую очередь) суперколлектором, что повлечет сокращение дебита из НП либо его отсутствие.

2.     Давление в суперколлекторах НП будет падать значительно быстрее, это повлечет за собой процесс увеличения депрессии для НП, вследствие чего появится опасность осложнений - слишком быстрое выпадение конденсата, подтягивание краевой воды.

3.     При наличии в продукции скважины воды (из суперколлекторов) возможно попадание ее во вмещающие фильтрующие пласты НП и их отключение за счет капиллярной пропитки.

4.     В совмещенных скважинах невозможно применение методов интенсификации для НП, так как приемистость совмещенно вскрытых скважин значительно выше.

Основными дренажными каналами, обеспечивающими поступление газа в скважину, являются суперколлекторы и линзовидные пласты поровых коллекторов. Целесообразно оценить фильтрационные запасы газа по каждому объекту, определяемые скоростью перетока газа в суперколлекторы из НП. Отборы газа следует планировать пропорционально фильтрационным запасам, рабочие дебиты устанавливать исходя из матричной проницаемости объекта и радиуса влияния скважины.

Скорость «подпитки» суперколлектора либо порового коллектора может быть предварительно оценена по времени восстановления давления, а темп отбора - опытным путем. Эти работы позволят оценить матричную газоотдачу вмещающих низкопоровых толщ, рассчитать темп отбора, добиться стабильных дебитов, избежать раннего обводнения и в конечном итоге повысить коэффициент извлечения газа (конечную газоотдачу ПН) и конденсата.

При отборе газа в низкопоровых толщах можно рекомендовать режим периодической эксплуатации. Это позволит отобрать из них газ в период разработки месторождения (а не в конце его либо после), что значительно экономичнее. В тех зонах и участках, где в НП суперколлекторы отсутствуют, следует в первую очередь использовать ГРП для создания искусственных трещин.

Опробование отдельных интервалов низкопоровых толщ в разведочных скважинах проводилось объединением Оренбурггеология. Артинская низкопоровая толща опробована в скв. 362, в средней части разреза. Из интервала 1703-1711 м получен промышленный приток газа дебитом 4,5 тыс. м3/сут (Рбуф =3,2 МПа, Рзтр=8,7 МПа, Рпл на глубине 1707 м - 19,9 МПа, суммарная мощность работающих пластов 6 м).

Сакмарская низкопоровая толща опробована в скв. 352 (верхняя треть разреза), где из интервала 1784-1788 м после двукратной СКО дебит газа составил 10,1 тыс. м3/сут на штуцере 3 мм, 15,5 тыс. м3/сут на штуцере 5 мм и 11,04 тыс. м3/сут на штуцере 7 мм. При этом Ртр равнялось 6,4; 4,2; 1,6 МПа, а Рзтр - 9,6, 6,0 и 3,3 МПа соответственно. Скважина стабильно работала газом на различных режимах в общей сложности 416 ч, всего отобрано 203,8 тыс. м3 газа. Через 13 сут после остановки скважины пластовое давление восстановилось до 20,4 МПа. О темпе восстановления давления можно судить по следующим данным. 25/VIII 1977 г. скважину закрыли для восстановления давления, 30/VIII пластовое давление на глубине 1790 м составило 19,5 МПа, 2/IX - 19,99 МПа и 7/IX - 20,4 МПа.

Опробованный интервал сложен переслаиванием массивных и плитчатых известняков, пористость по керну не достигает 6 %, а наибольшая матричная проницаемость составляет 0,12*10-3 мкм2. По этим данным можно судить о темпе газоотдачи нижнепермской низкопоровой толщи через плитчатый суперколлектор малой мощности.

Следует отметить практическое отсутствие гидродинамической связи между 1-м объектом разработки и НП-2: пластовое давление в НП-2 составляло 20,4 МПа, а в первом (интервал 1628-1655 м) - 20,1 МПа, содержание H2S - 4,5 и 3,7 % соответственно.

Верхнекаменноугольная низкопоровая толща опробована в нескольких разведочных скважинах. В скв. 85 из интервала 1582-1630 м после кислотной ванны получен приток газа дебитом 52,3 тыс. м3/сут через штуцер 10 мм при Ртр=3,3 МПа, Рзтр=3,9 МПа. В опробованной пачке по керну отмечены каверново-поровые коллекторы (интервал 1616,2-1627 м), которые, видимо, и были газоотдающими.

В скв. 88 из более узкого интервала (1751-1760 м) получен приток газа дебитом 14,7 тыс. м3/сут через штуцер 6 мм (Рпл = 18,95 МПа), а в скв. 322 (интервал 1762-1768 м) - 46 тыс. м3/сут. При восстановлении давления от нуля до 2,9 МПа на штуцере 3 мм дебит газа составил 18,1 тыс. м3/сут (Руст= 16,8 МПа, Рзтр= 16,8 МПа).

В скв. 3 при опробовании НП-3 (интервал перфорации 1710-1760 м) получен приток газа дебитом 221 тыс. м3/сут (при работе скважины полностью открытой рзтр = 0,65 МПа). При работе на штуцере 15 мм дебит газа 85 тыс. м3/сут (Рзтр = 2,8 МПа), при работе на штуцере 8 мм дебит газа 66,7 тыс. м3/сут (Рзтр=7,06 МПа). Работающий интервал, определенный по термометрии, коррелируется со вторым сверхпроницаемым пластом скв. 321. Этот же пласт явился газоотдающим и в скв. 87 (по данным термометрии), здесь дебит газа до СКО на открытом режиме составлял 34 тыс. м3/сут (рзтр = 0), после СКО дебит газа был 143 тыс. м3/сут на открытом режиме (Рзтр = 0,5 МПа).

В скв. 97. при опробовании НП-3 (интервал перфорации 1833-1840 м), судя по данным термометрии, газоотдающим был первый высокопроницаемый пласт скв. 321, дебит газа до СКО на открытом режиме составил 50 тыс. м3/сут.

По результатам промысловых исследований, проведенных трестом Союзгазгеофизика, в скв. 515, 165, 166 отрабатывается часть разреза, соответствующая НП-3. Корреляция с эталонным разрезом скв. 321 показала, что работает один и тот же пласт, соответствующий первому пласту-суперколлектору, описанному выше. Удельная продуктивность колеблется от 9200 до 60 тыс. м3/сут.

Данные проведенной объединением Оренбурггеология опытной эксплуатации скв. 85, 96, 88, 63 показали, что возможна длительная эксплуатация скважин, дренирующих суперколлекторы низкопоровой толщи. В скв. 85 пробная эксплуатация интервала 1582-1630 м велась с 27/V по 22/IX 1975 г. в течение 96 сут., Рст =16,2 МПа, Рпл = 19,9 МПа, из пласта извлечено 6177 тыс. м3 газа. Анализ данных эксплуатации показал следующее.

1.     Режим скважин устанавливается быстро, на штуцере 10 мм при Ргол = 8 МПа, дебит газа 110 тыс. м3/сут, на штуцере 6 мм при Ргол=11,4 МПа дебит газа 64 тыс. м3/сут. Колебания давления на головке скважин связаны с гидратообразованием в НКТ и накоплением столба жидкости на забое.

2.     Скважина освоена хорошо, а приток обеспечивается поступлением газа из узкого интервала (суперколлектора).

В скв. 96 пробная эксплуатация интервала 1585-1597 м (-1483-1495 м), велась с 18/VI по 30/IX 1975 г. (85 сут.); Рст=16,4 МПа, Рпл = 19,6 МПа. В первый период (до 17 июня 1975 г.) скважина работала с Ргол~1 МПа при дебите газа 30 тыс. м3/сут, депрессия составляла 18 МПа. После проведения СКО (7 м3 НСl) дебит вырос до 160 тыс. м3/сут при депрессии 4 МПа, т. е. производительность возросла примерно в 40 раз. Это свидетельствует о том, что приток газа после СКО обусловлен поступлением газа из суперколлектора.

За период эксплуатации из скважины отобрано почти 14 млн. м3 газа, причем пластовое давление практически не снизилось, и скважина работала стабильно. В данном случае приток газа связан с поступлением его из суперколлектора, имеющего большие запасы газа, что свидетельствует об его широком площадном развитии. Кроме того, устойчивый приток газа обеспечивается как поступлением его из самого суперколлектора, так и хорошей газо- отдачей вмещающих толщ.

В скв. 88 пробная эксплуатация велась 22 суток - со 2/Х по 23/Х 1975 г. (интервал 1751-1760 м), Рст= 15,96 МПа, Рпл = 18,96 МПа. Всего отобрано 175,5 тыс. м3 газа. Анализ данных эксплуатации показал следующее.

1.     В течение первых суток режим скважины стабилизировался, добыча газа составила 7,5 тыс. м3/сут при Dр=6 МПа, Ргол=11 МПа.

2.     Скважина недоосвоена, на что указывает низкое содержание сероводорода (1,05-1,3 %). Вероятно, это связано с наличием в скважине столба воды и значительной зоны фильтра, где и происходила сорбция H2S. Более длительная эксплуатация или работа с большим дебитом позволила бы освоить скважину.

3.     Проведение СКО позволило бы, вероятно, очистить призабойную зону и увеличить дебит.

Характерной особенностью опытной эксплуатации является то, что после пуска скважины рабочее давление резко снижалось, а затем стабилизировалось. После закрытия скважины восстановление давления происходило в течение нескольких дней.

Полученные данные показывают, что вначале происходило резкое истощение запасов в суперколлекторе в зоне скважины (о чем свидетельствует резкое падение пластового давления), затем дебит обеспечивался поступлением газа из вмещающей низкопоровой толщи. Отсюда очевидно, что рабочий дебит скважины следует устанавливать только по принципу равновесия отбора и притока газа из НП массива в пласт-проводник.

Опытно-промышленная эксплуатация залежей коллекторов с проницаемостью (0,1-0,3)*10-3 мкм2 Самурского и Северского месторождений [1] выявила ряд особенностей их разработки: очень малые размеры зон дренирования скважин (250-400 м); большие потери пластовой энергии при фильтрации газа вследствие низкой проницаемости коллекторов. Высокая степень извлечения газа достигается лишь при полном охвате дренированием порового объема залежи. Это возможно за счет сгущения сетки скважин либо увеличения радиуса зон с помощью многообъемных гидроразрывов, при которых возникают трещины протяженностью до 450 м. Второй путь, по мнению данных исследователей, более рентабелен.

Разработка низкопоровых толщ в условиях ОГКМ значительно упрощается при наличии в толще суперколлекторов, которые сравнительно легко подвергаются воздействию ГРП и т. п.

В Предкарпатье в тонкопереслаивающихся песчано-глинистых горизонтах неогена имеется около 40 газовых залежей прослойно-линзовидного типа [3]. Малая мощность проницаемых пропластков (5-50 см), слабая сообщаемость между ними, различная протяженность по площади предопределили небольшие дебиты скважин (от 1 до 50 тыс. м3/сут) и низкие коэффициенты газоотдачи (0,5-0,8). А.Л. Козлов и И.С. Павлюх с целью более полного охвата дренированием и вовлечения в разработку рекомендуют в этих условиях вскрывать бурением весь газонасыщенный разрез и сгущать сетку эксплуатационных скважин. Их расчетами показана рентабельность дополнительного бурения 17 скважин на одном из месторождений с целью вовлечения в разработку участков прослойных залежей в хорошо обустроенном районе.

На западе США в непроницаемых пластах песчаника предположительно содержится около 22 трлн, м3 газа. Применение ГРП позволило дополнительно добыть за пять лет свыше 5 млрд, м3 газа лишь в районе Скалистых гор. В результате используемого метода сплошного гидроразрыва (закачкой смеси воды, специального песка и желеобразного полимера) в пластах плотного, как бетон, песка образуются трещины длиной до 1,5 км. Зерна песка, попадая с жидкостью в трещины, удерживают их в раскрытом состоянии. Благодаря этому в скважину поступает в 5-20 раз больше газа, чем при обычных способах.

Метод ГРП играет ключевую роль в газодобывающем районе Скалистых гор. Без него не существовало бы самых крупных в Колорадо Уоттербергских разработок. Из 650 скважин добывают 3,5 млн. м3 газа в сутки, из каждой скважины примерно по 5600 м3. Планируется пробурить еще 350 скважин с конечной целью добыть около 30 млрд, м3 газа, прежде чем месторождение истощится.

В условиях ОГКМ с налаженным обустройством и развитой газотранспортной системой разработка НП толщ, представляющих дополнительный резервуар, самостоятельной сеткой скважин при стабильных дебитах в десятки тысяч кубометров газа в сутки в условиях практически безводной эксплуатации является рентабельной в настоящее время тем более, что некоторые исследователи [4] допускают возможность промышленной добычи рассеянных жидких УВ с помощью механизма вытеснения их благодаря значительными перепадами давлений в промышленных коллекторах и вмещающих плотных толщах любого состава.

Выводы

1.     Низкопоровые толщи представляют самостоятельный объект разработки на ОГКМ. В настоящее время разработка низкопоровых толщ самостоятельной сеткой скважин рентабельна в хорошо обустроенных районах. Внедрение ее на ОГКМ позволит продлить период ПОСТОЯННОЙ добычи.

2.     Дренирующими каналами являются высокопроницаемые пласты.

3.     Низкопоровые слабопроницаемые толщи - составной элемент крупных сложно построенных карбонатных массивов - представляют собой дополнительный резервуар и при отсутствии системы открытых вертикальных трещин могут быть самостоятельным объектом разработки и на других крупных месторождениях.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Аристов В.А., Анцупов А.В., Базлов М.Н. Величина зон дренажа в коллекторах низкой проницаемости. - В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, вып. 7. М., 1979, с. 1-8.

2.     Жабрев И.П., Политыкина М.А., Участкин Ю.В. Суперколлекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения. - Геология нефти и газа, 1979, № 3, с. 20-28.

3.     Козлов А.Л., Павлюх И.С. Особенности разведки, подсчета запасов и разработки сложных прослойно-линзовидных газовых скоплений Предкарпатья. - Геология нефти и газа, 1978, № 8, с. 31-37.

4.     Рассеянные углеводороды - перспективный энергетический источник / В.И. Петренко, О.Ф. Дементьева, Г.В. Рассохин и др. - Газовая промышленность, 1979, № 12, с. 14-17.

Поступила 23/VJI 1981 г.

 

Таблица 1

Толща

Скважина

Мощность, м

% выноса керна

Среднее содержание литотипов, %

микро- зернистый

сгустковый

комковатый

биоморфный

детритовый

органогенно-обломочный

метасоматический доломит

НП-1

312

15

77

19,1

8,7

5,2

2,6

10,4

8,7

45,2

»

311

43

88

28,0

15,0

4,0

29,0

19,0

5,0

-

»

352

54

83

42,7

0,7

22,9

2,2

16,9

14,5

 

»

312

29

77

36,0

-

20,7

2,3

20,7

6,8

13,5

НП-2

311

37

85

57,0

7,0

4,0

8,0

7,0

3,0

14,0

»

352

45

96

38,7

12,1

7,0

2,1

30,3

7,9

1,9

НП-3

321

72

52

55,9

9,0

1,6

13,1

17,2

1,6

 

 

Таблица 2 Физико-коллекторские характеристики низкопоровых толщ ОГКМ

Толща

Группа пород1

Западный блок

Центральный блок

Восточный блок

скв. 312

скв. 322, aн, %

Кг, %

mэф, %

скв. 311-321

скв. 323, aн, %

Кг, %

mэф, %

скв. 352

скв. 362, aн, %

Кг, %

mэф, %

m0,%

aв, %

KII, 10-3 мкм2

m0,%

aв, %

KII, 10-3 мкм2

m0,%

aв, %

KII, 10-3 мкм2

НП-1

1

1.5

17,3

2,05

37,2

0,46

0,78

2,5

27,8

0,099

42,3

0,30

0,66

2,0

31,4

0,233

26,9

0,42

0,83

»

2

4,2

11,4

0,44

27,5

0,61

2,56

4,1

14,8

0,02

23,5

0,62

2,65

3,9

27,1

6,305

28,2

0,45

1,78

»

3

11,0

12,2

3,9

13,7

0,74

8,14

10,9

10,3

0,46

22,8

0,66

7,23

10,6

16,4

0,237

20,4

0,63

6,7

НП-2

1

1,4

20,6

0,007

46,9

0,33

0,45

2,5

21,5

0,319

43,9

0,35

0,74

2,2

23,2

0,229

14,5

0,62

1,36

»

2

4,2

12,3

0,007

35,9

0,52

2,22

3,9

16,3

0,757

21,0

0,63

2,69

3,9

17,6

0,115

9,5

0,73

2,91

 

3

10,7

8,2

4,43

19,4

0,72

7,74

9,5

13,7

0,8

21,7

0,65

6,14

8,4

9,9

0,451

7,2

0,83

6,96

нп-з

1

1,5

21,0

0,18

22,4

0,57

0,91

1.6

30,1

0,009

10,8

0,59

0,91

 

 

 

 

 

 

 

2

4,2

13,5

1.9

50,4

0,36

1,46

4,8

16,2

0,03

6,9

0,77

3,38

-

-

-

-

-

 

»

3

9,5

10,8

13,9

41,3

0,48

4,63

12,4

6,1

18,9

11,4

0,83

5,59

 

 

 

 

 

 

1-группа пород с пористостью менее 3 %, 2 -то же, с пористостью 3-6%, 3 -то же, с пористостью более 6%.

 

Рисунок Геолого-геофизический разрез по линии скважин 107-483.

1 - поровый коллектор; 2 - уплотненный пропласток; 3 - плитчатый суперколлектор