|
УДК 553.98:550.812.2.1(470.46) |
Опыт разведки и подсчета запасов Астраханского месторождения
Г.А. ГАБРИЭЛЯНЦ, В.И. ПОРОСКУН (ВНИГНИ), Г.Н. ИВАНОВ (Нижневолжскгеология)
Астраханское серогазоконденсатное месторождение (АСГКМ) характеризуется сложностью строения порового пространства карбонатных коллекторов, изменчивостью их литологического состава и ФЕС, многокомпонентным составом флюидальной системы, наличием АВПД, что послужило основанием для разработки и широкого внедрения в процесс разведки ряда новых высокоэффективных методов. Этот опыт можно с успехом использовать при разведке месторождений нефти и газа в карбонатных отложениях как в Прикаспийской впадине, так и в других регионах СССР.
Методику разведки АСГКМ предопределили следующие особенности его геологического строения.
Продуктивная карбонатная толща башкирских отложений, вследствие неравномерного линзовидного характера распространения глинистых пропластков, низких значений давления прорыва, а также интенсивной трещиноватости представляет собой гидродинамически единую систему, где в виде изолированных линз залегают пласты-неколлекторы. Массивный тип резервуара предопределяет следующие особенности строения залежи в башкирских отложениях: распространение запасов по площади контролируется поверхностью кровли продуктивных отложений, имеющей сложную морфологию (уплощенный свод, осложненный локальными поднятиями амплитудой 50-70 м и поверхностью наклонного ГВК, секущего весь резервуар); концентрация запасов отмечается в сводовой части.
С учетом этих закономерностей в процессе проведения разведочных работ большое внимание уделялось картированию кровли продуктивных отложений и изучению поверхности ГВК. Это определило выбор системы размещения разведочных скважин (по принципу «на равные объемы - одинаковое число скважин») и этапность ведения работ (в первую очередь изучался сводовый участок - зона максимальной концентрации запасов).
Карбонатный резервуар АСГКМ характеризуется преимущественным развитием низкопоровых коллекторов со сложной структурой порового пространства. Для их изучения потребовалась разработка и внедрение ряда новых методических приемов: опробование низкопоровых коллекторов, определение граничных значений пород-коллекторов и их ФЕС.
Особенность этого месторождения - уникальный многокомпонентный состав флюидальной системы. Значительную долю составляют кислые компоненты: сероводород (25,8 %), углекислый газ (14,5 %), метан (51,7 %); потенциальное содержание конденсата 224,2 г/м3. Расчет экономической значимости компонентов, содержащихся в газе, показывает, что наибольшую ценность представляют товарная сера (47%), продукты переработки газового конденсата (22%), метан (15%). Таким образом, на эти три компонента приходится 84 % экономической ценности товарной продукции, получаемой при промышленной эксплуатации месторождения. Поэтому в процессе разведки АСГКМ рассматривалось не как газоконденсатное и тем более газовое, а как серогазоконденсатное. Это определяло стратегию ведения работ, особое внимание уделялось вопросам изучения состава и физических свойств флюидальной системы.
В связи с большой глубиной залегания продуктивных отложений (свыше 4000 м), наличием АВПД (пластовое давление 61,02 МПа) и агрессивностью среды, необходимо было разработать технологию бурения, вскрытия и опробования разведочных скважин. Решение комплекса научно-технических задач разведки осуществлялось научной группой, включавшей представителей ВНИГНИ, ВНИИгеоинформсистем, НВНИИГГ, ВНИИгеофизики и ПГО Нижневолжскгеология. Высокая геологическая и экономическая эффективность геологоразведочных работ на АСГКМ достигнута в результате применения следующих методических приемов.
Оптимизация разведочных работ для такого сложного объекта, каким является это месторождение, возможна только на основе системного подхода. Проект разведочных работ составлялся по схеме: 1) формулировка модели выхода (требование к конечному результату); 2) определение достигнутого уровня изученности объекта; 3) сравнение требуемого и текущего состояний, выделение различий и оценка их значимости; 4) разработка программ по устранению значимых различий; 5) реализация программы. Это позволило выделить первоочередные нерешенные задачи и определить методы и объемы исследований, необходимые для обоснования каждого подсчетного параметра и оптимизации разведки в целом.
Исходя из сроков ввода месторождения в разработку, потребности в добываемом сырье и обеспеченности запасами проектируемого газохимического комплекса, было определено, что стабильная работа газохимического комплекса будет обеспечена при соотношении запасов на вводимом в разработку АСГКМ: С1-60 %, С2-40 %. Только для левобережной части месторождения (первоочередного участка разработки) проектировалось достигнуть соотношения запасов - C1-80 %, С2-20 %.
Разведка месторождения осуществлялась поэтапно. На первом проводилась оценка масштаба открытия и детально изучался участок месторождения, на котором планировалась ОПЭ. На втором этапе разведкой была охвачена остальная его площадь, причем на заключительной стадии она совмещалась с ОПЭ. Это позволило сократить сроки ввода месторождения в эксплуатацию на 3-5 лет и снизить Затраты на подготовку и освоение месторождения за счет того, что часть задач разведки решалась опережающими эксплуатационными скважинами, а разведочные скважины передавались в фонд эксплуатационных.
Число и система размещения разведочных скважин на АСГКМ определялись в соответствии с характерными для массивных залежей особенностями распределения запасов по площади.
Исходными данными для определения числа скважин (N) являлись планируемый прирост запасов на участке проектируемых работ (Q) и величина прироста запасов на одну скважину (qскв). Число разведочных скважин рассчитывалось согласно выражению N=Q/qскв для трех самостоятельных участков АСГКМ. Запасы каждого из них определялись в соответствии с установленными на дату составления проекта особенностями геологического строения, а величина прироста запасов на одну разведочную скважину принималась равной величине этого показателя на участке, запасы которого прошли апробацию в ГКЗ СССР.
Выбор местоположения разведочных скважин проводился в соответствии с принципом равномерности освещения залежи по объему (равное число скважин на одинаковые по объему участки залежи) по методике, разработанной во ВНИГНИ [3].
Реализованная система размещения разведочных скважин полностью соответствует особенностям геологического строения АСГКМ и обеспечивает высокую эффективность сети разведочных скважин - хорошую изученность в зоне максимальной концентрации запасов и сокращение объема малоинформативного бурения в приконтурной зоне с минимальной концентрацией запасов. Результаты бурения эксплуатационных скважин на участке ОПЭ показали, что уплотнение сети скважин до 1 км2/скв. (на месторождении реализована разведочная сетка плотностью 61 км2/скв.) не приводит к значимому повышению точности геометризации - точность построения карты кровли продуктивных отложений увеличилась от ±35 до ±33 м, карты эффективных газонасыщенных толщин - от ±16,5 до ±16 м, карты доли коллекторов - от ±6,6 до ±6,3 %, т. е. реализованная в процессе разведки система размещения разведочных скважин позволила полностью выявить закономерную составляющую изменчивости основных признаков. Случайная составляющая изменчивости, не выявляемая по данным разведочного бурения, не влияет на оценку величины запасов. В результате применения оптимальной системы размещения разведочных скважин на заключительных этапах разведочных работ не было пробурено ни одной законтурной скважины.
Адаптивное управление разведкой является одним из главных условий оптимизации, включающее в первую очередь оперативную обработку получаемой геологической информации, контроль за точностью определения подсчетных параметров и уровнем разведанности месторождения. Организация процессов получения и обработки геолого-геофизической информации на основе системного подхода дала возможность на заключительном этапе разведочных работ практически полностью автоматизировать процесс управления разведкой. Обработка материалов ГИС осуществлялась по программному комплексу, разработанному ВНИИгеоинформсистем. Построение модели АСГКМ (структурные карты, карты мощностей и подсчетных параметров) проводилось с использованием программного комплекса «Геометризация-85» [1]. Количественная оценка осуществлялась по методике, разработанной во ВНИГНИ. Применение ЭВМ позволило подсчитывать запасы с использованием более точных, хотя и более трудоемких при «ручной» реализации, алгоритмов геометризации и расчета средних значений параметров. В частности, расчет средних значений подсчетных параметров проводился путем взвешивания по эффективному объему всех параметров, что для массивных залежей является единственно правильным методом. Количественная оценка достигнутого на заключительном этапе разведки уровня изученности месторождения (точности геометризации показателя эффективного объема 21,5 %, оконтуривания 1,5 %, разведки 21,6 %, определения эффективного объема 3,6 %) свидетельствует о высокой надежности оценки запасов.
Анализ разведки залежей в карбонатных отложениях показывает, что привлечение современных методов сейсморазведки, комплексирование их с данными бурения повышает достоверность подсчета запасов и создает благоприятные предпосылки для разрежения сети разведочных скважин и в конечном итоге - для сокращения затрат времени и средств на разведку. В процессе разведки месторождения детализационные сейсмические исследования проводились ПГО Центргеофизика и НПО Нефтегеофизика. Общий объем работ составил 5 тыс. км, плотность сети сейсмических профилей МОГТ превышает 2 км на 1 км2 .
С учетом особенностей распределения запасов по площади детализационные сейсморазведочные работы проектировались на участках максимальной концентрации запасов, где погрешности в структурных построениях наиболее значимо влияли на оценку запасов и где проектировалось проведение ОПЭ и бурение опережающих эксплуатационных скважин. Выполненный комплекс детальных геофизических исследований позволил существенно повысить достоверность структурных построений. Если на первом этапе разведки точность структурных построений оценивалась величиной 80-100 м, то по состоянию на дату составления отчета по подсчету запасов - 35-40 м.
Для достижения такой точности построения структурных карт без данных детальной сейсморазведки плотность сети разведочных скважин следовало бы довести до 25 км2/скв., т. е. число разведочных скважин необходимо было бы увеличить более чем вдвое.
Не менее важной задачей, которая ставилась перед детализационной сейсморазведкой, были исследование и прогноз неоднородности строения продуктивной толщи.
Комплексная обработка материалов детальных геофизических исследований, выполненных НПО Нефтегеофизика и СОМЭ Росспецгеология, позволила построить карту распределения различных типов разреза. В целом отмечается непрерывность емкостных свойств в пределах всей площади месторождения. Участки с ухудшенными свойствами имеют локальный характер. Находящийся в опытно-промышленной разработке участок АСГКМ приурочен к наиболее сложной в тектоническом отношении зоне, которая вместе с тем характеризуется значительной изменчивостью коллекторских свойств. Участок, расположенный к востоку от участка ОПЭ (район скв. 20, 40, 16, 42, 17, 32, 43, 27), характеризуется высокоемкими типами разреза (рисунок). На участке с ухудшенными свойствами, как показывают результаты опытной эксплуатации, дебиты скважин в среднем составляют 451 тыс. м3/сут, на участке с улучшенными свойствами - 795 тыс. м3/сут. В результате применения детализационной сейсморазведки и оптимизации системы размещения сейсморазведочных скважин экономический эффект за счет сокращения объема разведочного бурения составил 32,6 млн. руб.
Изучению положения ГВК месторождения, в связи со сложностью его строения и значительным влиянием на распределение запасов по площади, уделялось большое внимание в процессе разведки. Комплекс исследований, разработанный специалистами ВНИИгеоинформсистем для уточнения положения ГВК, включал: 1) интерпретацию и переинтерпретацию данных ГИС с целью построения электрической модели; 2) бурение скважин на РНО и проведение комплекса ГИС (ИК, ВДК, ИННК); 3) временные замеры ИННК, МНК и НГК для изучения формирования и расформирования зоны проникновения (скв. 37); 4) поинтервальные опробования в интервале ГВК, сопровождаемые специальными геофизическими исследованиями с целью локализации притоков и установления типа пластового флюида; 5) измерение пластового давления в приконтактной зоне.
Исследования в зоне предполагаемого ГВК проводились небольшими интервалами (до 10 м) и во всех без исключения случаях сопоставлялись с данными ГИС. В скв. 5 при опробовании интервала в зоне ГВК получен приток газа со следами воды. В скв. 16 при испытании интервала всего на 2 м выше отметки ГВК отмечался приток безводного газа. В скв. 27 при испытании интервала -4084,5...-4106 м проводился контроль геофизическими методами (ИННК и МНК). Положение контакта приходится на середину интервала. По данным ИННК, выполненным до и после испытания, первый снизу газоносный пласт находится на отметке -4083 м. Обращает внимание «газовая» аномалия по данным повторного МНК во всем интервале перфорации. Однако газ в значительных количествах присутствует лишь в прискважинной части. По данным БК и АК в этом пласте имеется свободный газ, но содержание его значительно ниже критического (Кнг=30 %). Это, видимо, связано с искусственным разгазированием воды в пластах при испытании.
Для обоснования положения ГВК использовались кривые относительных фазовых проницаемостей, определенные по данным капиллярометрических исследований керна, в результате которых установлена связь водонасыщенности коллектора с пористостью Кп и высотой над уровнем ГВК.
В разрезе выделяются три зоны: газоносная, переходная и водоносная. В газоносной коллекторы характеризуются предельным газонасыщением, в переходной наблюдается закономерное уменьшение параметра насыщения с глубиной. Высота переходной зоны изменяется по площади и в среднем составляет 30 м. Признаком водонасыщенной зоны служит стабилизация значения параметра насыщения с глубиной.
Поверхность ГВК проводится в интервале переходной зоны, ближе к ее нижней границе (к зеркалу воды). По материалам петрофизических исследований для условий АСГКМ критическое значение Кв принято равным 50±3% [2].
По данным определенных в разведочных скважинах отметок контакта газ-вода с использованием программного комплекса «Геометризация-85» рассчитана числовая модель и построена карта ГВК. Поверхность ГВК плавно (с градиентом 1 м/км) погружается с северо-востока на юго-запад.
Применение специального комплекса ГИС позволило достоверно обосновать подсчетные параметры (в первую очередь положение поверхности (ГВК), сократив при этом число испытаний в разведочных скважинах. Экономический эффект от внедрения комплекса составляет 1,06 млн. руб.
Исследования керна - основной источник прямой информации о литологии, пористости и структуре порового пространства, которые служат базой для получения петрофизических зависимостей при интерпретации данных ГИС.
Керн отбирался в 22 скважинах, всего из продуктивной части разреза поднято 943,5 м керна. На заключительном этапе разведки было пробурено 14 скважин с отбором керна. За счет мероприятий по повышению отбора керна (в первую очередь, за счет замены керноотборного снаряда «Недра» снарядом «Кембрий») его вынос увеличился с 38,3 % в 1982 г. до 53,1 % в 1987 г. Керн использовался как для проведения стандартных исследований (изучение литолого-петрофизических особенностей разреза и ФЕС коллекторов, всего было выполнено 4126 определений пористости и 2149 проницаемости при линейной и 830 при радиальной фильтрации), так и для решения ряда других задач.
Для изучения сложнопостроенного карбонатного резервуара АСГКМ весьма эффективным оказалось бурение трех базовых скважин (20, 45, 47) с отбором керна на безводном растворе. В скв. 45 после вскрытия продуктивной части разреза и отбора керна ПЖ была заменена на обычный глинистый раствор, проведены расширение ствола скважины со снятием битумной корки и специальный комплекс ГИС. В скв. 48, пробуренной на ИБР, расширение ствола скважины после смены раствора не проводилось. Вместо этого были выполнены исследования индикаторным методом с использованием радона в качестве гамма-активной метки УВ-фильтра ИБР.
Кроме того, пробурена наблюдательная скв. 37 на РВО, в которой проведены максимальный отбор керна и расширенный комплекс ГИС и выполнен контроль за естественным расформированием зоны проникновения после обсадки. Повторные исследования (по истечении 13 месяцев) по данной скважине методами РК (ИННК, МНК, НГК) позволили с высокой достоверностью установить положение ГВК и оценить характер расформирования зоны проникновения.
Опорная информация по данным исследования базовых скважин обеспечивает настройку алгоритмов интерпретации данных ГИС и оптимизацию объемов отбора керна и испытаний в колонне. Так, перманентная оценка освещенности керном резервуара АСГКМ как по разрезу, так и по площади с использованием критерия стабилизации значений ФЕС, позволила по скв. 43, 47, 49 с учетом данных, полученных по соседним скважинам, сократить отбор керна, что помогло без снижения информативности ускорить проводку указанных скважин.
На керне, отобранном в скважинах, пробуренных на безводном буровом растворе, были выполнены прямые определения остаточной водонасыщенности. Проведенные во НВНИИГГ опыты по моделированию процесса подъема керна показали, что существуют потери остаточной воды, которые зависят от ФЕС пород-коллекторов - резкое увеличение потерь отмечается при Кп=5 %, при больших значениях Кп они невелики и составляют в среднем 3% [4]. С учетом проведенных исследований при подсчете запасов в результаты определения коэффициента газонасыщенности (Кг) по керну вводилась поправка на разгазирование.
Следует отметить, что потери остаточной воды при разгазировании керна АСГКМ определялись специфическими особенностями структурного пространства пород - гомогенным распределением пор и весьма низкой концентрацией крупных пор. Для газовых и газоконденсатных месторождений, поровое пространство которых представлено крупными порами и кавернами, потери воды за счет разгазирования будут близкими к нулю. В частности, опыты на кавернозных коллекторах Карачаганакского месторождения, где отмечается равномерное распределение пор в интервале 0,1-100 мкм, показали, что потерь остаточной воды при подъеме керна не происходит [4].
Изучение керна, отобранного в разведочных скважинах, пробуренных на безводном растворе, позволило провести прямое определение остаточной водонасыщенности и обеспечить петрофизическую основу для определения величины Кг по данным стандартного комплекса ГИС. В совокупности с данными спецкомплекса ГИС это позволило обосновать величину коэффициента остаточной водонасыщенности (Ков) более низкую, а Кг более высокую, чем при стандартных методах исследования. Экономический эффект за счет полученного в результате данных работ прироста запасов составил 23,11 млн. руб.
Исследования, проведенные по АСГКМ и ряду других газоконденсатных месторождений в карбонатных отложениях, показали, что поровое пространство таких объектов характеризуется трехфазным насыщением - одновременно в нем находятся свободный газ, остаточная вода и остаточная нефть. В этом случае Кг определяется по балансу остаточных флюидов: Кг=1 - (Ков+Кон), где Кон - коэффициент остаточной нефтенасыщенности.
Величина Кон находится стандартным экстракционно-дистилляционным методом на образцах керна, отобранных в скважинах, пробуренных с применением ПЖ на водной основе. На АСГКМ остаточная нефть, установленная этим методом, как показали геохимические исследования, большей частью (до 80 %) представлена конденсатом, выпавшим из газа при подъеме образцов на поверхность. Поэтому на АСГКМ при подсчете запасов для определения Кг проводились исследования по оценке доли выпавшего конденсата в объеме остаточной нефти. В частности, была разработана методика для расчета доли выпавшего конденсата в остаточной нефти на основе аналитических расчетов [4].
Серия экспериментов, проведенных в НВНИИГГ по моделированию подъема керна в условиях реального снижения давления и температуры, подтвердила выполненные по данной методике расчеты [4].
На АСГКМ во всех разведочных скважинах в промывочную жидкость добавлялись нефть и окисленные битумы. Поэтому в величины остаточной нефти, определенной экстракционно-дистилляционным методом, необходимо вводить поправку на проникновение нефти из ПЖ в керн. Численная величина такой поправки была определена экспериментально в лаборатории ПГО Нижневолжскгеология на образцах керна, отобранного из продуктивного интервала скв. 55.
Экономический эффект, полученный в результате дополнительного прироста запасов за счет учета доли выпавшего конденсата, составляет 6,63 млн. руб.
Уникальность геологических условий, с которыми пришлось столкнуться на АСГКМ (низкие ФЕС коллектора, высокое содержание жидких УВ и сероводорода в газе, АВПД и др.), потребовали разработки принципиально новых методов и технологий проведения исследований скважин. Так, при изучении в первых скважинах низко-поровых коллекторов, а в ряде случаев и коллекторов со средней пористостью (Кп=6...10 %) по стандартной методике (перфорация зарядами НКО-89 с плотностью 15 отв/м, вызов притока переходом с глинистого раствора на воду), притоки получены не были. Для интенсификации притоков в комплекс исследований, начиная со скв. 17 включали проведение контрольного комплекса ГИС, перфорацию объекта в среде водного ПАВ зарядами ПКО-89 с плотностью 15 отв/м, проведение СКО (концентрация НС1 14-17 % с добавлением 0,5-1 % уротропина для защиты металла от коррозии) в объеме 1 м3 на 1 м интервала перфорации, повторную СКО при получении притока меньше расчетного, комплекс газодинамических исследований, проведение комплекса ГИС через НКТ после задавки скважины.
Применение выработанной методики испытания и интенсификации притока позволило получить притоки газоконденсата из низкопоровых коллекторов с пористостью менее 3 % в скв. 72 и 12. Так, в скв. 72 при испытании интервала 3976-3988 м после гидрокислотного разрыва пласта приток нефти составил 130 тыс. м3 /сут на 12-мм штуцере, а в скв. 12 при испытании интервала 4000-4012 м после гидропескоструйной перфорации и гидрокислотного разрыва пласта с закреплением трещин песком получен фонтан дебитом 134 м3/сут на штуцере 8 мм.
В скв. 4 опробована технология испытания открытым стволом без спуска эксплуатационной колонны - при испытании интервала 3828-3867 м получен фонтан газоконденсата дебитом 1200 тыс. м3/сут.
Для отбора представительных проб при изучении фазового состояния и компонентного состава пластовой системы большое значение имеет выбор оптимального режима (депрессия на пласт, скорость восходящего потока). Лабораторными исследованиями было установлено, что пластовая система находится в однофазном газовом состоянии, недонасыщенность системы составляет 20-24 МПа. Фактические данные замеров газоконденсатного фактора и зависимость его плотности от депрессии на пласт подтверждают, что при депрессиях на пласт 20-25 МПа потенциальное содержание конденсата по отдельным скважинам меняется незначительно, а при забойных давлениях менее 36-40 МПа отмечаются изменения в составе и потенциальном содержании конденсата. На основе этих данных определено, что оптимальными условиями отбора представительной пробы пластового флюида являются: забойное давление не ниже 38 МПа, длительное время (1-2 сут) работы с установившимся дебитом, дебит газа не менее 200 тыс. м3 сут; скорости потока смеси у башмака не менее 2-4 м/с, условия сепарации (рсеп=6 МПа; Тсеп=311 К).
В соответствии с этими критериями была проведена разбраковка исходного фактического материала и для подсчета запасов выбраны представительные пробы.
Выполненный комплекс геологоразведочных работ позволил получить всю необходимую информацию для построения геологической модели строения АСГКМ с детальностью, достаточной для проведения подсчета запасов и проектирования разработки. Благодаря применению в процессе разведки ряда новых методических приемов достигнута высокая эффективность работ. План прироста запасов по АСГКМ выполнен на 140 %, экономический эффект от внедрения новых приемов составил 63 млн. руб.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация подсчета промышленных запасов нефти и газа / В.И. Аронов, М.М. Эланский, В.А. Аракелян и др. // Обзор ВИЭМС. Сер. Мат. методы исслед. в геологии.- М.- 1982.
2. Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным.- М.: Недра.- 1987.
3. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа.- М.: Недра, 1985.
4. Опыт определения коэффициента остаточной водонасыщенности пород-коллекторов Астраханского газоконденсатного месторождения // В.И. Петерсилье, Е.С. Умнов, В.В. Никишов и др. // Геология нефти и газа.- 1988.-№ 4.-С. 45-48.
Структурная карта АСГКМ по кровле башкирского яруса:
1 - изогипсы по кровле башкирского яруса, м; 2 - положение ГВК; скважины: 3 - разведочные, 4 - эксплуатационные; 5 - зоны потери корреляции