|
УДК 622.279(479.24) |
О нефтяной оторочке Карадагского газоконденсатного месторождения
В. С. МЕЛИК-ПАШАЕВ (ВНИИ), И. П. ЖАБРЕВ, Г. И. АЖОТКИН (Мингазпром)
Добыча газа на Карадагском газонефтеконденсатном месторождении Азербайджана началась до окончания разведки и оконтуривания основной залежи, приуроченной к горизонтам VII-VIIa среднего отдела продуктивной толщи (рис. 1). Разработка газовой части залежи продолжалась в течение 10-15 лет, что дало возможность определить фактическую величину извлечения конденсата, а, следовательно, и потери его в пластовых условиях при эксплуатации залежи на режиме истощения. Особый интерес на завершающей стадии разработки вызвало оригинальное явление - отсутствие заметного продвижения нефтяной оторочки в газовую часть залежи, несмотря на резкое снижение в ней пластового давления.
На Карадагском месторождении в конце 1954 г. в скв. 78, расположенной на далеком погружении южного крыла был получен фонтан газа в интервале 3815-3823 м. Начальный дебит газа составил 400 тыс. м3/сут газа и 70 м3/сут конденсата. При этом давление на буфере достигало 29 МПа. Последующие скважины, вступившие в разработку фонтанированием с высокими дебитами газа, подтвердили открытие крупной газоконденсатной залежи в горизонтах VII-VIIa.
Разработка этой залежи началась вскоре после получения высокодебитных газовых фонтанов в первых же разведочных скважинах.
Ввиду того, что газовая залежь не была оконтурена, а к тому времени существовало мнение, что в пределах Апшеронского полуострова нет чисто газовых залежей, Министерство нефтяной промышленности в 1956 г. направило группу специалистов (А.С. Великовский, М.А. Жданов, А.П. Крылов, В.С. Мелик-Пашаев, А.Н. Мустафинов) для анализа состояния разведки и разработки. В результате по малому числу разведочных скважин были оценены запасы газа (25 млрд, м3), рекомендовано форсированное заложение разведочных скважин для выявления нефтяной оторочки, определено количество конденсата, которое могло выпасть в пластовых условиях. Ввиду большого значения газа в обеспечении нормальной работы промышленных предприятий республики разработка единственного в то время газоконденсатного месторождения была продолжена.
Высота газовой части залежи, судя по отметкам скв. 125, расположенной на далеком погружении южного крыла вблизи берега моря (вступившей в эксплуатацию с глубины 3950-3850 м с дебитом 850 тыс. м3/сут газа и 185 т/сут конденсата), 1500 м.
Содержание конденсата закономерно увеличивалось в направлении от свода (146 г/м3) к краевой части залежи(212 г/м3). Нефтяная оторочка была установлена ниже по падению пластов в морской части южного крыла структуры. Фактические данные о разработке горизонта, начиная с 1955 по 1975 г., приведены в табл. 1.
За годы разработки газоконденсатной части залежи добыто 20 млрд, м3 газа, 1,6 млн. т конденсата. Разработка газоконденсатной части залежи VII-VIIa горизонтов Карадагского месторождения в основном была завершена в течение первых 10 лет (1956-1966 гг.).
За все время разработки нефтяной оторочки было добыто 968,8 тыс. т нефти и 570 млн. м3 газа. Таким образом, средняя величина газового фактора оказалась высокой, равной 597 м3/т, по сравнению с начальной - 200м3/т. Высокий газовый фактор, несомненно, способствовал дегазации нефтяной оторочки.
Некоторые исследователи считают, что разработка газоконденсатной зоны залежи привела к перетоку 1 млрд, м3 нефтяного газа из нефтяной оторочки.
Как указывает А.Г. Дурмишьян [2], первые признаки вторжения нефти были обнаружены в 1959 г., когда в газоконденсатной скв. 105, расположенной недалеко от газонефтяного конденсата, цвет добываемого конденсата стал темнеть. В подтверждение этого приводятся данные табл. 2.
Однако по этим данным стало возможным только с 1963 г., а не с 1959 г., уверенно говорить о притоке нефти в скважину, ибо потемнение конденсата могло произойти из-за растворения связанной нефти в выпавшем в пластовых условиях конденсате. Кроме того, следует также обратить внимание на то, что фильтр скв. 105 находился в интервале 3850-3950 м и нижние отверстия фильтра оказались в пределах нефтяной оторочки. В восточной же части залежи ГНК расположен на глубине 3950 м. Таким образом, имело место не продвижение оторочки, а судя по начальным дебитам газа (850 тыс. м3/сут) и конденсата (185 т/сут), активное проявление газовой шапки. В течение 5 лет через большую верхнюю часть фильтра выделялся газ, и только после резкого падения давления в газовой шапке началось дренирование нефтяной частизалежи. Более наглядным подтверждением вторжения нефти в газовую зону, по мнению А.Г. Дурмишьяна [2], являются результаты пробуренной в 1963 г. в зоне предполагаемого вторжения (на 70 м выше первоначального ГНК) скв. 112. При опробовании VII горизонта в интервале 3905-3932 м скважина дала газ и нефть.
Судя по положению на структуре, скв. 112 находилась в газонефтяной зоне и нет ничего удивительного, что она работала в течение первых 9-10 мес. с относительно высоким дебитом газа - 90-125 тыс. м3/сут и сравнительно низким дебитом нефти - 15-18 т/сут при высоком газовом факторе, достигающем 8 тыс. м3/т (рис. 2). В последующем началось резкое падение дебита газа. Характер эксплуатации скв. 112 типичен для газонефтяной зоны.
Таким образом, в горизонте VII-VIIa только одна газовая скв. 105, забой которой оказался в нефтеносной части пласта, при резком снижении пластового давления в верхней газоносной части пласта перешла на нефть. Вторая скв. 112, газонефтяная, вступила в эксплуатацию по истечении 8 лет с начала разработки газоконденсатной части залежи. Газовых скважин, перешедших на нефть (за исключением скв. 105), нет.
В результате разработки Карадагского месторождения создалось редко наблюдаемое оригинальное положение, когда пластовое давление в газовой части резко снизилось с 39 до 2,5 МПа в 1970 г., а в нефтяной части залежи оказалось равным 18 МПа.
Некоторые исследователи предполагали неминуемое продвижение нефтяной оторочки в газоносную часть залежи. Однако нефтяная оторочка в основном сохраняла свое начальное положение, несмотря на резкое снижение пластового давления в газоносной части залежи и большое превышение текущего градиента пластового давления в нефтяной оторочке. Это уникальное положение нефтяной оторочки, которое создалось в результате опережающей разработки газоконденсатной части залежи, требует объяснения (рис. 3).
Газовые скважины, расположенные вблизи от нефтяной оторочки, эксплуатировались с большим дебитом газа и конденсата. Выпадение конденсата происходило в пластовых условиях в непосредственной близости от нефтяной оторочки. Поэтому не исключена возможность, что при контакте конденсата с нефтью в результате выпадения высокомолекулярных смол и асфальтена происходила закупорка пор.
На начальной стадии разработки газоконденсатной части залежи возможно имело место некоторое продвижение нефтяной оторочки в пределы газовой шапки, при этом, надо полагать, вторгшаяся нефть еще более обогащалась смолами и асфальтенами, что способствовало выпадению их на контакте с конденсатом, закупорке пор и созданию столь большого градиента давления между нефтяной оторочкой и газовой шапкой. Явлению закупорки пор в значительной степени могла способствовать слабая проницаемость коллекторов VII горизонта.
Высказывается также мнение, что выделившийся растворенный газ вследствие двухфазного течения и возникших больших сопротивлений при прохождении через поровые каналы малого диаметра, по существу, «запечатал» нефтяные пласты. Есть и другие высказывания.
Таким образом, отсутствие продвижения законтурных вод, высокое содержание смол в нефти, слабая проницаемость коллекторов и, что особенно важно, физико-химические процессы, происходившие в зоне контакта между нефтью и выпавшим в пласте конденсатом, могли способствовать выпадению смолистых веществ и асфальтенов в зоне ГНК и создать условия, препятствующие продвижению нефтяной оторочки в процессе разработки газонефтеконденсатной залежи Карадагского месторождения.
Рассмотренный довольно интересный пример разработки залежи горизонтов VII-VIIa Карадагского месторождения отнюдь не свидетельствует о том, что нефтяные оторочки газонефтеконденсатных залежей других регионов могут повести себя подобным образом. Поэтому, отдавая предпочтение одновременной разработке нефтяной и газоконденсатной частей залежи, вместе с тем следует для новых залежей на основе экспериментальных исследований прогнозировать возможное поведение нефтяной оторочки в процессе разработки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дурмишьян А. Г. Вопросы геологии, разведки и разработки газоконденсатного месторождения Карадаг. Баку, Азернефтшр, 1960.
2. Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения. М., Недра, 1978.
3. Искандеров М. А., Гаджи-Касумов А. С. Изменение свойств конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1970.
Поступила 21/VIII 1982 г.
Таблица 1 Добыча газа, конденсата и нефти из VII горизонта Карадагского месторождения
|
Годы |
Газоконденсатная зона |
Нефтяная зона |
||||||||
|
Количество эксплуатационных скважин |
Годовая добыча |
Количество эксплуатационных скважин |
Добыча |
Дебит |
Средний газовый фактор, м3/т |
|||||
|
газа, тыс. м3 |
конденсата, тыс. т |
нефти, т/год |
воды, м3/год |
газа, тыс. м3/год |
нефти, т/сут |
воды, м3/сут , |
||||
|
1955 |
2 |
198,6 |
33,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1956 |
8 |
518,3 |
78,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1957 |
13 |
1874,7 |
294,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1958 |
16 |
2925,2 |
405,3 |
1 |
10 797 |
- |
- |
122,5 |
- |
- |
|
1959 |
18 |
2711,0 |
284,1 |
2 |
81 255 |
1650 |
- |
163,0 |
3,3 |
- |
|
1960 |
20 |
2621,2 |
190,1 |
4 |
147 059 |
14 685 |
24 461 |
142,3 |
14,1 |
166,3 |
|
1961 |
20 |
2628,1 |
133,0 |
8 |
173 715 |
32 037 |
48 963 |
87,8 |
15,8 |
281,8 |
|
1962 |
21 |
2167,2 |
81,0 |
10 |
202 922 |
47807 |
81 454 |
64,9 |
15,2 |
401,4 |
|
1963 |
20 |
1504,9 |
39,7 |
14 |
144 649 |
72 165 |
71 705 |
35,8 |
17,8 |
495,7 |
|
1964 |
19 |
1090,0 |
28,6 |
15 |
92 807 |
133 909 |
114 965 |
21,9 |
31,6 |
1237,4 |
|
1965 |
12 |
431,6 |
7,6 |
16 |
45 850 |
125 433 |
59 628 |
10,7 |
29,2 |
1300,5 |
|
1966 |
11 |
422,5 |
6,6 |
14 |
28 681 |
105 749 |
44 919 |
6,6 |
24,2 |
1566,1 |
|
1967 |
9 |
269,8 |
3,3 |
9 |
15 935 |
36 304 |
45 900 |
4,9 |
11,2 |
2870 |
|
1968 |
8 |
253,6 |
3,0 |
9 |
11 122 |
50 227 |
29 134 |
3,4 |
15,5 |
2620 |
|
1969 |
8 |
123,5 |
1,0 |
9 |
7 940 |
39 818 |
21 425 |
2,8 |
14,0 |
2700 |
|
1970 |
8 |
61,1 |
0,6 |
9 |
4 161 |
34 852 |
14 199 |
1,6 |
13,6 |
3400 |
|
1971 |
7 |
48,9 |
0,6 |
9 |
1 638 |
25 268 |
10 829 |
0,9 |
13,7 |
6600 |
|
1972 |
6 |
45,7 |
1,2 |
9 |
656 |
10 680 |
2 690 |
0,4 |
6,2 |
4100 |
|
1973 |
6 |
47,3 |
1,3 |
7 |
273 |
9 600 |
277 |
0,2 |
6,7 |
1030 |
|
1974 |
6 |
41,8 |
1.1 |
3 |
343 |
3 211 |
- |
0,3 |
3,5 |
- |
|
1975 |
6 |
50,5 |
1,4 |
2 |
65 |
862 |
- |
0,3 |
4,0 |
- |
|
И т ог о |
|
20036,4 |
1595,1 |
|
969 868 |
744 257 |
|
|
|
|
|
Дата |
Плотность конденсата, г/см3 |
Содержание смол |
|
1/1 1959 |
0,762 |
|
|
1/1 1960 |
0,765 |
2 |
|
1/1 1961 |
0,774 |
3,5 |
|
1/1 1962 |
0,800 |
6,0 |
|
1/1 1963 |
0,820 |
12,0 |
|
1/1 1964 |
0,845 |
15,0 |
Рис. 1. Структуры по кровле VII и V горизонтов Карадагского месторождения с нанесением выходов пород акчагыла и апшерона [2].
1 - изогипсы по кровле VII горизонта в м; 2 - то же по кровле V горизонта; выходы пород: 3 - акчагыла, 4 - нижнего апшерона, 5 - среднего апшерона
Рис. 2. Изменение газового фактора и среднемесячнойдобычи газа в процессе эксплуатации скв. 112(VII горизонт) месторождения Карадаг [2].
1 - газовый фактор; 2 - среднемесячная добыча газа
Рис. 3. Предполагаемая площадь нефтяной оторочки VII горизонта Карадагского месторождения и схема расположения рекомендуемых нагнетательных скважин.
Скважины, давшие: 1 - газ и конденсат; 2 - нефть; 3 - воду; 4 - без притока