|
УДК 622.279(470.56) |
B.Ф. ПЕРЕПЕЛИЧЕНКО (ВУНИПИгаз), К.И. БАГРИНЦЕВА, C.П. МАКСИМОВ (ВНИГНИ), Н.И. ВАРЕНИЧЕВА (ЮУК Союзгазгеофизика), О.М. СЕВОСТЬЯНОВ, С.П. ПЕРЕПЕЛИЧЕНКО, И.А. ШПИЛЬМАН (ВУНИПИгаз)
Нефтегазоносные массивы юга Волго-Уральской антеклизы и Прикаспийской синеклизы формировались в каменноугольное и нижнепермское (докунгурское) время в одинаковых палеогеографических условиях эпиконтинентального моря, благоприятных как для роста органогенных построек, так и для их последующего разрушения в зависимости от смены условий осадконакопления. Об этом свидетельствует наличие многосотметровых толщ органогенно-обломочного детритового карбонатного материала, а в некоторых случаях и сохранившихся погребенных рифов высотой более 1,5 км.
Результаты геологоразведочных работ последних лет подтвердили, таким образом, представления, высказанные в 1972 г. [2], о том, что не узкий барьерный риф вдоль борта Прикаспийской синеклизы, как предполагалось до этого, а обширный рифовый массив охватывал в карбоне и нижней перми всю юго-восточную часть Русской платформы.
Неустойчивая, изменчивая во времени и по площади обстановка осадконакопления, последующие постседиментационные преобразования пород, условия тектонического развития того или иного района обусловили существенные различия в строении массивов. Они отличаются высотой, мощностью отложений и стратиграфическим диапазоном, физико-литологическими и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), составом и фазовым состоянием насыщающих их смесей УВ.
На Оренбургском газоконденсатном месторождении (ОГКМ) нефтегазоносны отложения от артинского яруса пермской до верхней части среднего отдела каменноугольной системы высотой 500 м, залегающие на глубине от 1400 до 1900 м и располагающиеся на Соль-Илецком выступе. Карбонатный массив ОГКМ представлен органогенными детритовыми известняками, образовавшимися при разрушении органогенных построек, переотложении и неравномерной сортировке обломочного материала. Хорошо отсортированные осадочные породы слагают изменчивые по площади пористо-проницаемые пласты-коллекторы часто значительной толщины. Они перемежаются или замещаются менее проницаемыми разностями. Пористость пластов-коллекторов изменяется от 6 до 24 %, в среднем равна 12,4 %. Установлена разнонаправленная микро- и макротрещиноватость. Газовая и нефтяная части карбонатных пород имеют четкий раздел на отметках -1726...-1756 м.
Карачаганакское ГКМ расположено во внутренней зоне Прикаспийской синеклизы, нефтегазоносны отложения от артинского до турнейского яруса на глубине 3600-5155 м. Центральная часть Карачаганакского карбонатного массива представляет погребенную органогенную постройку типа атолла высотой 805 м. Ниже массив сложен органогенно-обломочными детритовыми известняками, образующими мощные пачки коллекторов до 250 м. Некоторые геологи считают, что вся нефтегазоносная толща Карачаганакского ГКМ представляет типичную рифовую постройку [11].
Пористость пород верхней пермской газоносной толщи 11 %, нижней каменноугольной 10,7 %. Установлена разнонаправленная микро- и макротрещиноватость. Отмечаются постепенное увеличение конденсатного фактора и переход газообразной фазы в жидкую на глубине 4500 м [9].
Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) расположено в юго-западной части Прикаспийской впадины. Газоносны отложения башкирского яруса на глубине 3900-4100 м. Пористость продуктивных отложений 11,7 %. Газ АГКМ отличается от газов других месторождений более высоким содержанием сероводорода и углекислого газа. Пластовая смесь АГКМ находится в недонасыщенном парообразном состоянии [10]. Нефтяная оторочка не установлена.
Несмотря на почти одинаковую пористость, рассмотренные месторождения имеют различную проницаемость пород-коллекторов. В среднем по Оренбургскому месторождению коллекторы с проницаемостью (0,1 -1)*10-15 м2 составляют 26 %, Карачаганакскому - 35 %, Астраханскому - 75 %. Астраханский массив слагается породами с проницаемостью (0,1-1)*10-15 м2. На ОГКМ и Карачаганакском ГКМ на долю пород с проницаемостью более 10*10-15м2 приходится 23-20 %, а на АГКМ таких пород почти нет [1,6, 11].
С учетом существенных различий в строении, показателей (ФЕС) и фазового состояния насыщающих УВ трудно дать общую унифицированную модель крупных нефтегазоносных массивов, превалируют индивидуальные особенности каждого из них. Имеются, однако, некоторые общие черты с точки зрения внутреннего строения, газогидродинамического сообщения флюидов, которые были выявлены в процессе разработки ОГКМ. Исходя из этого следует обратить внимание на газогидродинамическую связь различных частей карбонатного массива и надежность возможных малопроницаемых разделов-экранов при делении массива на отдельные объекты разработки, осветить роль трешиноватости пород, обеспечить комплексное использование всех полезных компонентов (газа, конденсата и нефти).
Первоначальный проект разработки ОГКМ (1974 г.) исходил из представлений о массивном типе основной артинско-среднекаменноугольной залежи, и газоносную толщу намечалось вскрыть одной сеткой эксплуатационных скважин без перекрытия газоносных пород эксплуатационными колоннами. Забои этих скважин, как правило, остановлены выше ГНК на 50 м. Добыча нефти из подгазовой нефтяной оторочки высотой 20-30 м по этому проекту не предусматривалась. Предполагалось, что из-за прорывов газа нефть извлечь не удастся.
В первые годы разработки в некоторых эксплуатационных газовых скважинах появилась пластовая вода, и ряд исследователей выдвинули идею о пластовом типе разрабатываемой залежи и латеральном обводнении законтурными водами [3, 4]. С этой целью залежь была разделена на три самостоятельных объекта разработки с двумя разделами-экранами. При этом была изменена конструкция последующих эксплуатационных скважин с целью пообъектной разработки залежи. Однако за истекшие семь лет после перехода на трехобъектную систему разработки темпы обводнения снизить не удалось. Хотя обводненность невелика (до 1 %), но вода накапливается в стволах скважин и пластовой энергии в ряде случаев не хватает для ее выноса на поверхность [12]. В 1986 г. 60 эксплуатационных скважин простаивало из-за обводнения. Общая доля их в действующем фонде 11 %, а в фонде скважин центральной части месторождения, дающей 72 % добычи газа, 18 %. Проникая в разрабатываемую газовую шапку по трещинам, подошвенные воды блокируют газ в примыкающих породах, поэтому запасы дренируемых газов занижены по ряду установок комплексной подготовки газа (УКПГ), на которых прослеживается обводнение. Расчеты показывают, что при существующей системе разработки конечные коэффициенты извлечения газа и конденсата ОГКМ составят 0,56 и 0,4 соответственно. Низкие коэффициенты извлечения обусловлены не только обводнением, но и неравномерным размещением эксплуатационных скважин. Сложилось так, что наиболее продуктивные объекты II и III не отрабатываются с проектной плотностью сетки эксплуатационных скважин в 1,56 км2 на одну скважину. Многие участки площадью от 5 до 60 км2 н.е имеют ни одной эксплуатационной скважины. В сумме такие слабодренируемые участки охватывают в пределах объекта II 74,2, а III - 75,6 % газоносной площади этих объектов. О неравномерном дренировании запасов из различных частей разреза свидетельствуют также крайне «изрезанная» карта изобар, более высокие пластовые давления в новых эксплуатационных скважинах, пробуренных на промежуточных участках между действующими, перетоки газа из пласта в пласт в остановленных газовых скважинах и увеличение дренируемых запасов газа, подсчитанных по методу падения давления, по мере разбуривания месторождения [12].
В 1985 г. по сравнению с 1978 г. фонд эксплуатационных скважин на ОГКМ увеличился на 64 %, дренируемые запасы соответственно возросли на 67 %. Следовательно, при равномерном размещении эксплуатационных скважин можно ожидать значительного увеличения дренируемых запасов газа по сравнению с подсчитанными объемным методом и утвержденными ГКЗ СССР, а также снижения темпов обводнения, так как при сложившейся ситуации для выполнения плана добычи газа приходится создавать максимально возможные депрессии на ограниченных дренируемых участках, Что ведет к подтягиванию воды. Однако при переходе на трехобъектную систему разработки равномерного размещения эксплуатационных скважин по площади каждого из объектов не предусматривалось, очередность отработки газа из этих объектов не была установлена, возврат с нижних на верхние объекты не регламентировался. Пообъектный учет добычи и пластовых давлений не отражает сущности процесса разработки и не позволяет уверенно планировать добычу, тем более, что 36 % старого эксплуатационного фонда вырабатывают запасы сырья из нескольких объектов разработки. В результате изменения конструкций скважин продуктивность их снизилась в 1,5-2 раза, а на УКПГ-7 - в 3 раза, что привело к остановкам скважин в процессе обводнения. Учет бездействующих скважин завуалирован. Простаивающие и обводняющиеся скважины уже сейчас представляют большую помеху для поддержания достигнутого уровня добычи. Если не принять эффективных мер по борьбе с обводнением и рассеиванием нефти, то наметившаяся тенденция к росту бездействующего фонда приведет к очень серьезным последствиям, несмотря на то, что в недрах еще остается около 75 % запасов газа.
Дело в том, что трехобъектная пластовая модель месторождения не имеет достаточного геологического обоснования и противоречит фактическим данным анализа разработки месторождения. Авторы пластовой модели [3, 4] при делении разрабатываемой залежи на объекты разработки исходили из того, что в продуктивном разрезе ОГКМ установлены три базисных резервуара, разобщенных толщами плотных, практически непроницаемых пород, являющихся площадными изолирующими покрышками, которые прослеживаются без «окон» по всей площади месторождения, обеспечивая гидродинамическую изоляцию резервуаров. При этом отрицалась открытая вертикальная трещиноватость пород и значительно преувеличивалась роль горизонтальных трещин, создающих якобы сверхвысокую латеральную проницаемость. Так, утверждалось, что на ОГКМ имеются маломощные пласты со сверхвысокой для карбонатов проницаемостью и широким площадным распространением, названные суперколлекторами, с которыми связано обводнение на ОГКМ [4] из законтурной водоносной зоны.
Рядом исследователей и нами [1-6, 10, 11] был обобщен большой фактический материал по ОГКМ, в котором содержатся данные об открытой вертикальной и горизонтальной трещиноватости, широком распространении проницаемых пород в так называемых «экранах», обеспечивающих наблюдаемую гидродинамическую связь всех частей нефтегазоносной толщи. Единство пластовых давлений, ГНК и ВНК, приток газа из «экранов» при опробовании скважин, а также новые данные, полученные в процессе разработки месторождения, проведения ГИС, свидетельствуют об отсутствии «экранов» и высокопроницаемых тонких прослоев, однозначно указывая на массивный тип залежи.
В частности, на отборы газа из газовой шапки месторождения реагируют водоносные горизонты, располагающиеся значительно ниже ВНК и нигде не выходящие в газонасыщенную часть массива. Во всех без исключения наблюдательных гидрогеологических скважинах отмечается постепенное снижение динамических уровней и соответственно пластовых давлений. Так, пластовое давление в центральной части ОГКМ снизилось на 0,6-3,6 МПа [7] при падении пластового давления в газовой шапке месторождения от 3,6 до 7,6 МПа.
Началось рассеивание нефти из подгазовой нефтяной оторочки, не входящей в разрабатываемую газонасыщенную часть залежи и не вскрытую газовыми скважинами. На это указывает появление ее в ряде эксплуатационных газовых скважин, а также падение пластового давления в неразрабатываемой нефтяной оторочке. ПО Оренбурггаздобыча стало осуществлять попутную добычу нефти из эксплуатационных газовых скважин. В центральной части месторождения в нефтяной оторочке давление снизилось до 2,5-5,3 МПа против первоначального (скв. 1010, 2014, 2019, 7008,12002). В западной и восточной частях месторождения, где отмечаются еще достаточно высокие пластовые давления в газовой шапке, в неразрабатываемой подгазовой нефтяной оторочке оно не снизилось относительно первоначального.
Установлена зависимость между отборами газа в скважинах, пробуренных на различные отложения, разделенные между собой так называемыми экранами. Характер распределения пластового давления по трем выделенным объектам указывает на наличие газодинамической связи по разрезу ОГКМ [7].
Геофизическими исследованиями, в работающих эксплуатационных скважинах установлены притоки газа из первого и второго разделов в большинстве исследованных скважин УКПГ - 1-3, 6-8, 12, 14 и 15. В остановленных скв. 308 и 340 отмечаются перетоки из объекта I в первый «раздел-экран», на УКПГ-12 - из отложений объекта I во второй «раздел-экран». Фильтрация газа через забой снизу из невскрытых пластов установлена в ряде скважин. Забои некоторых из них находятся в «разделах-экранах» [7]. Судя по изложенному материалу, так называемые «разделы-экраны» являются высокопроницаемыми зонами. На месторождении имеется целая система близко расположенных парных скважин, из которых одна работает чистым газом, а соседняя обводнена. Обводненные скв. 229 и 234 окружены скважинами, работающими чистым газом без воды, и, наоборот, высокодебитная безводная скв. 215 окружена водопроявляющими скв. 210, 211, 212, 214. В ряде скважин установлена фильтрация жидкости снизу через забой. Первой на месторождении обводнилась в 1974 г. скв. 174, через год началось обводнение скв. 170 и 172, а в 1977 г.- скв. 166, 167 и 168, расположенных южнее упомянутой скв. 174, на 2,5 км ближе к контуру газоносности.
На месторождении выполнено 8700 анализов по определению проницаемости пород продуктивной толщи и не получено ни одного результата, выходящего за рамки допустимых значений. Отсутствуют данные, подтверждающие наличие выдержанных суперколлекторов и по косвенным признакам. Например, в скв. 96 в интервалах с предполагаемыми [3, 4] суперколлекторами по керну поглощения промывочной жидкости при бурении не наблюдались, а в других скважинах, где отмечены поглощения, нет данных о типе поглощающих пород. Значительные расхождения между лабораторными и промысловыми показателями проницаемости общеизвестны, особенно для трещинных типов коллекторов, и это явление нельзя объяснить наличием сверхпроницаемых пород. Как мы показали ранее, термин «суперколлектор», означающий, что порода, хотя и характеризуется большей проницаемостью, но не имеет существенной емкости, вызывает сомнение [11].
В кернах, поднятых из разведочных скважин, установлены открытые вертикальные и горизонтальные трещины. Например, по скв. 96, расположенной в центральной части месторождения, с отбором керна из продуктивных отложений выполнено 96 рейсов и в 83 случаях (87 %) отмечены и задокументированы открытые вертикальные трещины. На западной и восточной периклиналях частота встречаемости открытых вертикальных трещин по числу долблений несколько сокращается (43-71 %). Поверхностная плотность трещин изменяется от 0,1 до 3,5 см/см2, чаще составляет 0,4-1,2 см/см2. Раскрытость трещин изменяется от 8 до 300 мкм, среднее значение 20-60 мкм, максимальное - 80-100 мкм. Емкость трещин 1,5-2 %. Микротрещины обеспечивают проницаемость и взаимосвязь резервуара в целом [1, 11]. Ранее указывалось на интенсивное развитие трещиноватости в низах скв. 96 и подчеркивалась возможность подтягивания подошвенных вод в процессе разработки месторождения [1].
Отмечается и макротрещиноватость, когда керн представлен мелкими обломками с гранями в разных направлениях. Масса такого дробленого керна в одном долблении достигает порой 10-20, в основном же 2-3 кг. В центральной части месторождения частота встречаемости дробленого керна, свидетельствующего о разнонаправленной макротрещиноватости, 84, в восточной 42 и в западной 36 %. Данные о микро- и макротрещиноватости косвенно указывают на более интенсивное развитие их в центральной наиболее обводняющейся части месторождения [5].
На ОГКМ нефть из подгазовой залежи получена при опробовании 75 скважин в различных частях месторождения. Дебиты скважин от 5 до 90 м3/сут. ОПЭ небольшой ассельский нефтяной оторочки в восточной части месторождения свидетельствует о стабильных притоках нефти без прорыва газа из газовой шапки. Однако добыча нефти существенно отстает от добычи газа и равна 0,3 % от утвержденных извлекаемых запасов ОГКМ по категориям C1 и С2. На месторождении не создана общепринятая низконапорная система сбора, подготовки и транспорта нефти. При определившихся и планируемых темпах отбора почти вся нефть останется в недрах.
Таким образом, нефтегазоносный массив ОГКМ характеризуется неоднородным составом газогидродинамически сообщающихся между собой карбонатных пород, не содержащих «разделов-экранов». Широко развитая вертикальная и наклонная трещиноватость пород обусловливает сообщаемость нефтегазоносной толщи с подошвенными водами. Имеются сведения о сообщаемости пород Карачаганакского и Астраханского ГКМ [8,9,11] в пределах продуктивной части разреза.
Латеральная и вертикальная сообщаемость пород ОГКМ затруднена, о чем свидетельствуют газовый режим разрабатываемой залежи, темп и зональность обводнения, различные дебиты скважин на соседних участках месторождения, распределение пластовых давлений, динамика дренируемых запасов и др. [12].
Вместе с тем на Оренбургском и Карачаганакском ГКМ установлены зоны высокопроницаемых продуктивных нефтегазоносных пород значительной толщины, имеющих линзовидный характер залегания. Наряду с этими зонами коллекторов на месторождениях широко распространены низкопористые слабопроницаемые зоны коллекторов и толщи переслаивания, характеризующиеся низкой производительностью скважин.
Особенность крупных нефтегазоносных карбонатных массивов заключается в чередовании участков проницаемых высокопроизводительных пород и уплотненных малопроизводительных, а также во внутренней микронеоднородности продуктивных пластов. Проницаемость таких пластов равна (0,1 - 400)*10-15 м2. Пласты-коллекторы перового типа на отдельных участках месторождения удается выделить и скоррелировать по ряду скважин, но коэффициент проницаемости их не выдерживается даже на небольшом расстоянии. Высокопроницаемые разности составляют 1-2 % от толщины пласта и замещаются породами со средним или низким коэффициентом проницаемости. Такие высокопроницаемые части пластов-коллекторов, соединенные по вертикали системой связанных трещин, являются каналами для движения подошвенной воды и нефти из нефтяной оторочки.
Затрудненная сообщаемость пластов, особенно внутри малопроницаемых нефтегазоносных зон, на долю которых приходится более 70 % объема Оренбургского массива и пластов-коллекторов, не позволяет обеспечить высокие коэффициенты извлечения газа, конденсата и нефти при неравномерной сети эксплуатационных скважин или через отдельные эксплуатационные скважины, дренирующие ту или иную часть карбонатного массива.
Крупные карбонатные массивы содержат разнообразные по составу и фазовому состоянию смеси УВ в виде газовой шапки и подгазовой нефтяной залежи на ОГКМ, а также зоны фазового перехода газообразных в жидкие УВ на Карачаганакском ГКМ. На упомянутых месторождениях установлены и подошвенные воды. Вся система флюидов приурочена здесь к сообщающимся по вертикали и латерали трешиноватым карбонатным породам и находится в равновесном состоянии. На месторождениях нет надежных разделов-экранов, поэтому при нарушении этого природного равновесия путем отборов газа из верхней газоносной части разреза жидкие УВ и подошвенные воды подтягиваются по упомянутым проницаемым каналам, имеющим небольшую емкость, в газовую шапку, блокируют газ, снижают отдачу газа и особенно конденсата. Отборы УВ из таких массивов следует начинать снизу, не допускать выпадения конденсата в пласте или по одновременно раздельной системе при опережении отборов жидких УВ снизу [8] при условии поддержания пластового давления путем закачки углекислого газа или метана.
На ОГКМ не удалось организовать раздельные отборы газа из различных по фильтрационным свойствам зон, так как в объекты разработки были включены разнородные по ФЕС толщи. Отсутствие непроницаемых разделов между выделенными объектами разработки привело к обводнению ряда скважин и рассеиванию нефти из подгазовой залежи. Опыт разработки этого месторождения указывает на необходимость раздельного отбора нефти и газа и размещения эксплуатационных скважин равномерно с учетом однородности пород на площади.
Этот опыт следует также учесть при освоении и разработке Карачаганакского ГКМ, в пределах которого очень сложным является соотношение высокопроницаемых и высокопроизводительных или низкопроницаемых и малопродуктивных зон, где выделить участки с едиными ФЕС трудно, тем более, что при этом следует учитывать плотность и вязкость пластовых смесей УВ.
Оренбургское и Карачаганакское ГКМ содержат не только газ, конденсат и нефть. В состав газа входят, например, этан, пропан, бутаны, сера, меркаптаны и другие полезные компоненты. Разработку таких месторождений необходимо производить с учетом полного извлечения из недр и использования всех компонентов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Багринцева К.И. Трещнноватость осадочных пород. М., Недра, 1982.
2. Геологическое строение Оренбургского газоконденсатного месторождения и перспективы дальнейших геологоразведочных работ в пределах Яикского свода / И.А. Шпильман, С.П. Максимов, А.А. Воробьев и др.- Геология нефти и газа, 1972, № 7, с. 1-9.
3. Жабрев И.П., Политыкина М.А. Особенности литологии коллекторов Оренбургского газоконденсатного месторождения.- Обзор. Сер. Геол. и разведка газов, и газоконденсат. м-ний. М, ВНИИЭгазпром, 1982, вып. 2.
4. Жабрев И.П., Политыкина М.А. Особенности газовых месторождений, связанных с крупными карбонатными массивами.- Обзор. Сер. Геол. и разведка газов. и газоконденсат. м-ний. М„ ВНИИЭгазпром, 1983, вып. 9.
5. Корценштейн В.Н. К характеристике водонапорной системы, контролирующей уникальное Оренбургское газоконденсатное месторождение. - Докл. АН СССР, т. 209, № 5, 1973. с. 365-367.
6. Мельникова Н.А. Коллекторские свойства трещиноватых пород продуктивной толщи артинско-среднекаменноугольного возраста Оренбургского газоконденсатного месторождения. Сборник ОТГУ, № 4. Оренбург, 1972.
7. Механизм обводнения газовых скважин в карбонатных коллекторах/О.М. Севастьянов, С.П. Перепеличенко, Н.И. Вареничева и др. - Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газов, и газоконденсат, м-ний. М., ВНИИЭгазпром, 1986, вып. 1.
8. Новое в технологии добычи нефти из оторочек месторождений природного газа/С.Н. Закиров, Ю.П. Каротаев, В.Ф. Перепеличенко и др. - Обзор. Сер. Разработка и эксплуатация газов, и газоконденсат, м-ний М., ВНИИЭгазпром, 1982, вып. 2, с. 12-17.
9. Особенности фазового состояния пластовой смеси Карачаганакского ГКМ / В.Ф. Перепеличенко, А.И. Павлючко, Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский. - Газовая промышленность, 1985, № 9 с. 27-29.
10. Сырье Астраханского ГХК / В.Ф. Перепеличенко, С.В. Еремеева, А.Ф. Ильин и др.- Газовая промышленность, 1986, № 12, с. 36-38.
11. Трещиноватость низкопористых карбонатных пород и методы ее изучения / К.И. Багринцева, Г.Е. Белозерова, С.В. Суханова и др. - Обзор. Сер. Геол. методы поисков и разведки м-ний нефти и газа. М., ВИЭМС, 1986.
12. Эксплуатация обводненных скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения / В.Ф. Перепеличенко, В.З. Баишев, С.П. Перепеличенко и др.- Обзор. Сер. Разработка газов, м-ний. М., ВНИИЭгазпром, 1985, вып. 3.