|
УДК 622.276.436(575.4-17) |
Прогноз зон перетоков газа и воды на Беурдешикском месторождении
О.Б. АТАГЕЛЬДЫЕВ, А. ГЕЛЬДЫЕВ, X. ХАНКУЛИЕВ (ТНИ и ПФ ВНИИгаза)
Поступление краевых или подошвенных вод в залежь оказывает существенное влияние на процесс разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на коэффициент газоотдачи. Поэтому прогнозирование зон опережающего внедрения пластовых вод в залежь - актуальная и важная задача.
В настоящей работе рассмотрена возможность внутри- и межпластовых перетоков газа и воды (из-за наличия «гидродинамических окон») на многопластовом газоконденсатном месторождении Беурдешик на севере Туркменской ССР.
Газоносность горизонта XIV кимеридж-титонских отложений доказана в 1968 г., горизонтов XV3, XV2, XV1 келловей-оксфордских карбонатных образований - в 1970 г. и горизонта XVII2 нижне-среднеюрских терригенных пород - в 1980 г. В результате глубокого бурения установлено смещение структуры сверху вниз в западном направлении, которое между горизонтами XIV и XVII2 достигает 4,5 км. Если свод по горизонту XIV расположен в районе скв. 1, то по горизонту XVII2 - в районе скв. 5.
Особенностью геологического строения месторождения является постепенное сокращение в юго-западном направлении вплоть до полного выклинивания в районе скв. 7 региональной флюидоупорной кимеридж-титонской соленосной толщи [2], вследствие чего в западной части залежи надсолевой продуктивный горизонт XIV расположен непосредственно над подсолевым горизонтом XV1.
В настоящее время в промышленной разработке находится горизонт XIV, представленный преимущественно однородными известняками и доломитами. В кровельной части его выделяется восьмиметровая пачка терригенных пород. Газоконденсатная залежь приурочена к брахиантиклинальной складке. Залежь полнопластовая. Запасы газа и сопутствующих компонентов утверждены ГКЗ СССР в 1972 г. Последующая доразведка залежи существенно изменила площадь газоносности. Несмотря на противоречивые показания ГИС и опробования скважин, положение ГВК было принято на 6 м ниже ранее установленного. Размеры залежи в пределах принятого контура газоносности -2150 м составляют 20x10 км при высоте 42 м (скв. 116).
Повторный анализ
материалов ГИС и результатов опробования скв. 9 и 14 указал на возможность существования
двух разновысотных залежей в горизонте XIV.
По рекомендации авторов было проведено опробование скв. 13, находящейся за
существовавшим контуром газоносности, где из интервала 2163- 2172 м получен
приток газа дебитом 565,7 тыс. м3/сут и пластовой воды дебитом 4,19
м3/сут (
=1,1
г/см3). При последующем уточнении строения горизонта предположения
авторов подтвердились, и горизонт XIV в настоящее время
расчленен на два подгоризонта - XIVa (нижний) и XIVб (верхний),- разделенных четырехметровым повсеместно
выдержанным по мощности пластом глинистых известняков.
Промышленная разработка начата в 1980 г. эксплуатацией восточной части залежи. В дальнейшем была разбурена и подключена к разработке и западная часть. Хотя эксплуатационными скважинами вскрыты оба подгоризонта, перфорацией охвачен только верхний подгоризонт XIVб, заключающий основные запасы газа. В процессе его разработки отмечено опережающее появление воды в отдельных скважинах, расположенных в юго-западной части свода залежи, введенной в разработку позже. Возможность существования межпластовых перетоков возникла после пересмотра всех имеющихся материалов ГИС, неоднозначных результатов опробования (получение притоков газа ниже отметки принятого ГВК) и анализа результатов разработки залежи.
Анализ разработки аналогичных многопластовых месторождений Восточной Туркмении (Ачак, Северный Ачак, Гугуртли), находящихся в конечной стадии разработки, показывает, что коэффициент газоотдачи в них колеблется в широких пределах (от 0,5 до 0,98). Одни исследователи объясняют это тем, что начальные запасы газа, подсчитанные объемным методом, занижены, другие - существованием межпластовых перетоков через негерметичные пакеры, дефекты колонны и т. д. Мы же, основываясь на результатах разработки отдельных залежей, считаем, что при создании определенного перепада давлений пласты-перемычки небольшой мощности теряют свои флюидоупорные качества [1]. Так, например, горизонт XV месторождения Гугуртли из-за отсутствия сероочистных сооружений долгое время находился в консервации. При пуске залежи в разработку установлено, что начальное пластовое давление снизилось на 1,2 МПа, что может быть связано только с наличием межпластовых перетоков газа.
Для поиска возможных путей перетоков нами проанализированы в первую очередь коллекторские свойства пород-перемычек и характер их изменения по площади. В случае с горизонтомXIV Беурдешикского месторождения задача решалась [3] для двумерной модели профильным способом. По результатам расчета построены карты изменчивости фильтрационно-емкостных свойств по площади и выявлены зоны возможных межпластовых (между горизонтами XV1 и XIV) перетоков и зоны вероятного селективного внедрения пластовых вод в горизонт XIV. Последняя выделена в юго-западной приконтурной части залежи. Однако впоследствии установлено, что в этих частях залежи происходит уменьшение мощности горизонта, в разрезе появляется несколько пропластков непроницаемых пород и ухудшается их пористость, поэтому выводы О.А. Одекова и других [3] о выделении вероятных зон селективного внедрения пластовых вод в залежь горизонта XIV в процессе разработки вызывают сомнение.
При составлении проекта разработки горизонта XIV месторождения Беурдешик (1982 г.) Г. Назджановым по результатам обработки материалов газодинамических исследований определены проницаемости прискважинных зон пласта. Ограниченный объем ГИС по контролю за разработкой не позволил указанному автору не только установить промысловые параметры залежи, но и уверенно выделить газоотдающие интервалы, поэтому при расчетах проницаемости учитывались только мощности, охваченные перфорацией. Это, естественно, приводит к уменьшению (из-за наличия непродуктивных разностей) и осреднению проницаемости по разрезу.
Полное разбуривание горизонта, анализ материалов ГИС, в том числе по контролю за разработкой, позволили детализировать строение горизонта и выделить две литологические разности пород. Это хорошо иллюстрируется на карте-срезе для глубины 2150 м (рис. 1).
Ниже пачки Б прослеживается пласт, представленный глинистыми известняками. Как показано на рис 1, в отдельных участках из-за снижения глинистости (Сгл<10 %) этот пласт-перемычка приобретает свойства коллектора («гидродинамические окна»). Такие участки (рис 2) образуют две зоны. Первая из них развита в центральной части юго-восточного крыла и доходит до сводовой части залежи, вторая в виде полосы с небольшим выступом в присводовой части пересекает залежь с юго-востока на северо-запад. Кроме того, небольшая локальная проницаемая зона появляется в районе скв. 148.
Отмечено, что почти все водопроявляющие скважины (114, 115, 116, 117, 132, 134) расположены в пределах этих зон, что позволило предположить существование связи между ними. Ниже (на 14 м) подошвы пачки А по всей площади залежи выделяется пятиметровый водонасыщенный пласт. Породы, заключенные между этим пластом и пачкой А, по кривым РК интерпретируются как плотные слабоглинистые с пористостью по керну 0,6-1,1 %. Однако при опробовании скв. 2, 3 и 5 из этих пород получены притоки флюидов от 1,9 (скв. 2) до 72,6 м3/сут (скв. 3), что может быть следствием развития трещин. Дело в том, что по материалам дешифрирования космоснимков Г.И. Амурским установлено, что Беурдешикская складка с юга сопровождается системой поперечных зон мезотрещиноватости, являющихся следствием весьма молодых (послезаунгузских) напряжений, новообразованных или возобновленных по более древним направлениям, так как рассекают верхние горизонты плиоценовой толщи. Таким образом, эти зоны при определенных перепадах давлений становятся проводящими, чем в первую очередь и объясняется появление воды в скв. 132 при снижении пластового давления на 2 МПа. Наличие воды в остальных скважинах объясняется следующим образом. После достижения определенного перепада давлений вода из водоносного пласта по мезотрещинам, распространенным в плотном подстилающем пласте, поступает в горизонт А, далее по «гидродинамическим окнам» совместно с газом из подгоризонта А направляется в подгоризонт Б.
Таким образом, проведенный анализ неоднородности строения горизонта XIV, а также подстилающих отложений позволяет отметить, что внутрипластовая флюидоупорная перемычка (между горизонтами А и Б) характеризуется наличием литологических «окон», которые и обусловливают гидродинамическую связь залежей. Этот вывод позволяет соответствующим образом регулировать дебиты эксплуатационных скважин с целью предотвращения селективного обводнения и образования защемленных целиков газа. С учетом того, что принципиально аналогичное строение имеют и другие газовые месторождения бортовой зоны Аму-дарьинской синеклизы, проведенный комплексный анализ целесообразен и для них, и особенно при опытно-промышленной эксплуатации.
Существенно важным для такого типа геологического строения месторождений является установление следующего факта: даже при добыче менее 10 % и снижении давления на 9 % от первоначального флюидальная система становится активной, что требует принятия необходимых регулирующих мер (например, увеличения дебитов скважин вне зоны влияния литологических «окон» при одновременном уменьшении дебитов скважин, расположенных в их пределах) уже на ранней стадии эксплуатации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Акрамходжаев А.М., Саидходжаев Ш.Г. Условия образования и размещения глинистых пород-покрышек нефтегазоносных комплексов мезозоя Бухаро-Хивинской области. Ташкент, Фан, 1985.
2. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении / Г.И. Амурский, И.П. Жабрев, В.С. Гончаров и др. М., Недра, 1976.
3. Тектонофизический прогноз основных параметров месторождений газа для оптимизации их разработки / О.А. Одеков, С.Ш. Батыров, Г. Назджанов, С.В. Тулаева.- Изв. АН ТССР, сер. ФТХ и ГН, 1985, № 3, с. 53-58.
Рис. 1. Карта-срез продуктивного горизонта XIV (на уровне ГВК - 2150 м) Беурдешикского месторождения
1 - скважины; границы: 2 - литологических разностей, 3 - распространения относительно непроницаемой перемычки; 4 - ГВК; 5 - возможные направления межпластовых перетоков; породы: 6 - терригенные, 7 - карбонатные слабоглинистые, 8 - карбонатные сильноглинистые, 9 - плотные породы; 10 - возможные зоны межпластовых перетоков, «гидродинамические окна»; 11 - системы мезотрещиноватости. А, Б - залежи соответственно верхняя и нижняя
Рис. 2. Схема изменения глинистости пород относительно непроницаемой перемычки, разделяющей залежи А и Б Беурдешикского месторождения.
1 - условная линия, за которой развивается непроницаемая перемычка. Остальные условные обозначения см. рис. 1