К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:622.276:533(571.1)

В.П. БАЛИН, А.Б. КРЯКВИН, Р.И. МЕДВЕДСКИЙ (ЗапСибНИГНИ), А.М. БРЕХУНЦОВ (Главтюменьгеология)

Об аналогии подгазовых залежей нефти в пластах БУ10-11 Уренгойского и АС9-10 лянторского месторождений

В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения нефтяные залежи в виде оторочек и подушек содержатся в пластах БУ80, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ121, БУ111, БУ141 и БУ142. Из общего объема геологических основные запасы сосредоточены в горизонте БУ10-11, что сравнимо с запасами одного из крупнейших месторождений Западной Сибири – Лянторского, на котором нефтеносными являются пласты АС9-11. Имеется много общих признаков, объединяющих залежи нефти в названных пластах, которые можно использовать для оценки извлекаемых запасов в пластах БУ10-11 на основе уже накопленного опыта разработки Лянторского месторождения.

Как известно, строение Уренгойского месторождения определяется тремя локальными поднятиями, из которых наиболее явно выражены северное и южное, получившие название куполов.

В пределах Северного купола (СК) и Центральной приподнятой зоны (ЦПЗ) горизонт БУ10-11 рассматривается как единый подсчетный объект с одной газовой шапкой, а в пределах Южного купола (ЮК) разделяется глинистой перемычкой на пласты БУ10 и БУ11 со своими газовыми шапками (рис. 1, а). Нефтенасыщенные толщины в скважинах СК и ЦПЗ изменяются от 0,8 до 16, в скважинах ЮК пласта БУ10 – от 0,8 до 15,8, БУ11 – от 2 до 20,8 м. По площади СК и ЦПЗ уровень ГНК составляет –2778,5±4,5 м, ВНК –2796±10 м, высота залежи при этом 102 м, в том числе газовой шапки 84 м. Залежь по типу пластово-массивная с обширной водонефтяной зоной. Пласт БУ10 по отметкам контактов продолжает на ЮК залежь СК и ЦПЗ. Высота залежи 122 м, в том числе газовой шапки 95. Залежь пластовая сводовая. Самостоятельность залежи в пласте БУ11 в пределах ЮК подтверждается различием в уровнях ГНК и ВНК. ГНК прослеживается на уровне –2800 м, ВНК, исключая экстремальные значения, уверенно следится в залежи на уровне –2820 ё –2824 м. Высота залежи 90 м, в том числе газовой шапки 66.

Коллектор горизонта БУ10-11 по проницаемости относится в основном к IV классу, однако некоторые участки отличаются высокой продуктивностью. Общая площадь таких участков по БУ10-11 достигает 50 %, для них характерны фонтанные дебиты скважин. По этим же признакам пласты АС9 и AC10 рассмотрены на рис. 1, б.

В пласте АС9 уровень ВНК изменяется в широких пределах. На собственно Лянторской структуре контакт отбивается на отметках около –2050 м. ГНК в целом по залежи прослеживается на уровне –2030 ё –2035 м. Высота нефтяной части 8,4–24 м, газовой 35,2–56,5.

Для залежи пласта АС10 характерно наличие обширных газонефтяных и водонефтяных зон. По большинству скважин ВНК проведен по отметке –2050 м. ГНК находится на уровне –2031 ё –2035 м. В большинстве скважин эффективная толщина пласта составляет 15–20 м. Пласт в основном монолитен или расчленен в кровельной части.

Пласты АС9-10 Лянторского месторождения имеют высокие ФЕС. Дебиты нефти по разведочным скважинам достигают 106 м3/сут на 7-мм штуцере, а в среднем по АС9 – 38 и АС10 – 55 м3/сут. Начальные дебиты нефти эксплуатационных скважин 8,2 т/сут отмечаются в краевых участках, с которых началось разбуривание, и увеличиваются в 4–5 раз в сводовых частях.

Близость строения горизонта БУ10-11 и пластов АС9-11 иллюстрируется их разрезами (см. рис. 1, а, б). При установлении аналогии важно выявить перечень основополагающих факторов, по которым можно было бы сравнивать рассматриваемые объекты с целью изучения потенциальных добывных возможностей. При разработке нефтегазовых залежей с поддерживанием пластового давления закачкой воды такими характеристиками являются: доля бесконтактных относительно газа и воды запасов нефти, доля контактных запасов газа и воды, гидропроводность пласта, давление насыщения нефти газом и другие, указанные в табл. 1.

Как следует из табл. 1, нефтенасыщенные толщины сравниваемых пластов почти одинаковы, проницаемость их, хотя и различна, но по основному комплексному параметру kh/m фильтрационная характеристика БУ10-11 несколько выше. Как следствие, начальные дебиты скважин этого пласта имеют более высокие значения, благодаря чему эта залежь была бы давно введена в разработку, если бы находилась в районе деятельности Главтюменнефтегаза.

Практика разработки нефтегазовых залежей показывает, что серьезное влияние на технологические показатели оказывает величина давления насыщения нефти газом, а вернее, разница между пластовым давлением и давлением насыщения. По этому параметру исследуемые объекты так же близки, как и по пластовому давлению, если привести его к одной отметке (см. табл. 1). При оценке добычных возможностей нефтегазовых залежей специалисты часто оперируют понятием относительного размера газовой шапки, под которым подразумевают отношение запасов газа категорий А, В, C1, С2 к запасам нефти. Этот показатель для пласта БУ10-11 согласно табл. 1 несколько превышает аналогичный показатель для АС9 и АС10, оставаясь величиной одного порядка. Построенная зависимость утвержденных в ГКЗ СССР коэффициентов извлечения нефти (КИН) при разработке нефтегазоносных месторождений с заводнением показывает, что возрастание относительного размера газовой шапки приводит к уменьшению нефтеотдачи (рис. 2). При выявлении этой зависимости были использованы данные по пластам АС9-10 Лянторского и БУ8-9 Ен-Яхинского месторождения, для которых КИН составляет 35–37 и 31 % соответственно. Ен-Яхинское месторождение представляет ценность для сравнения еще и потому, что расположено несколько севернее Уренгойского и имеет близкие к нему характеристики (см. табл. 1). На основе указанной зависимости (см. рис. 2) для пласта БУ10-11 при условии заводнения КИН должен быть равен 30 %. Очевидно, эта оценка является заниженной, поскольку влияние размеров газовой шапки наиболее заметно может ощущаться только для однородных монолитных пластов, как, например, горизонт IV Анастасьевско-Троицкого нефтегазового месторождения. В таких пластах нерегулируемый отбор нефти и газа сопровождается деформацией ГНК, образованием обратных конусов с прорывами газа. Все эти явления существенно ослабляются в расчлененных пластах, представленных переслаивающимися глинистыми и песчаными пропластками. В этих условиях на разработку оказывает влияние не весь объем газовой шапки, а лишь его часть между ГНК и глинистым пропластком, составляющая контактные запасы газа. Сравнение по данному признаку горизонта БУ10-11 и пластов АС9-10 показывает, что контактная газонасыщенная толщина для первого составляет 3–5 м, для второго 2–6 в зависимости от принадлежности к той или иной зоне.

Величина контактных запасов газа – не единственная характеристика нефтегазовых залежей, определяющих КИН. Не менее важной является доля бесконтактных запасов, значение которой можно пояснить следующим образом. Известно, что выдержанный глинистый пропласток любой толщины, даже самой малой, в состоянии предупредить конусообразование. Если толщина глинистого пропластка не менее 2 м, то из опыта разработки месторождений Среднего Приобья следует, что при обычном качестве цементирования предотвращаются прорывы газа и по заколонному пространству. При наличии таких пропластков в районе ГНК и ВНК запасы нефти между ними становятся бесконтактными. К таким участкам справедливо применение методов оценки КИН, разработанных для однофазных нефтяных залежей. Хотя в составе продуктивных пластов редко встречаются выдержанные по всей их продуктивной площади глинистые пропластки, при толщине более 1 м они прослеживаются на расстояние 3–4 км [2]. Для месторождений Западной Сибири (Лянторское, Урьевско-Поточное и др.) доля бесконтактных запасов довольно высока и составляет 52–75 %. Вследствие такой протяженности глинистых пропластков с толщиной более 2 м доля контактных запасов, определенная путем детальной корреляции по сетке разведочных скважин, незначительно меняется с ее уплотнением до размеров эксплуатационной [2].

Для пласта БУ10-11 Уренгойского месторождения доля бесконтактных запасов по разведочной и эксплуатационной сетке (на опытном участке) с использованием детального коррелирования определена сотрудниками ТюменНИИгипрогаза в пределах 65–70 % [3]. Такие же значения получены нами по методике В.А. Бадьянова [1]. В отличие от детальной корреляции последняя методика позволяет довольно просто оценить долю бесконтактных запасов в зависимости от заданной толщины глинистой перемычки, не указывая конкретно их местонахождение на площади.

Как видно, для пластов АС9, АС10 и БУ10-11 получены независимым путем одни и те же значения бесконтактных запасов. Высокая расчлененность пласта БУ10-11 увеличивает надежность этого важного параметра. На этом основании почти 70 % всего объема запасов нефти можно рассматривать как чисто нефтяные и по методике, впервые отработанной авторами на Лянторском, а затем Ен-Яхинском месторождениях, получить КИН при заводнении на уровне 30 %.

Опыт разработки Лянторского месторождения свидетельствует о правомерности описанного подхода на основе выделения доли бесконтактных запасов для оценки коэффициентов извлечения нефти. Так, на участках Лянторского месторождения, где нефть от газа отделена глинистым разделом толщиной более 2 м, текущий КИН уже составил 16 % при коэффициенте промывки всего лишь 0,2. Снижение наблюдается только в монолитных зонах, имеющих контакты с газом и водой одновременно. Однако площадь таких зон, как было показано ниже, не превышает 30 %.

Таким образом, по большинству рассмотренных геолого-промысловых параметров и характеристик пласты БУ10-11 и АС9-10 сходны между собой, что свидетельствует о правомерности оценки добывных возможностей на основе аналогии при закачке воды.

Возможность достижения высокого КИН (не менее 30 %) при разработке пласта БУ10-11 подтверждается результатами ОПЭ на небольшом участке в районе СК. Об этом свидетельствуют: 1) устойчивые и достаточно высокие дебиты скважин по нефти (до 80 т/сут); 2) отсутствие прорыва газа в скважинах, интервалы перфорации в которых находятся ниже ГНК под глинистым разделом; 3) низкая обводненность скважин.

Результаты работы действующих скважин опытного участка за июнь 1989 г. представлены в табл. 2.

В ходе ОПЭ установлена высокая эффективность газлифтной эксплуатации, которая имитировалась на участке вскрытием в скважине небольшого интервала в газонасыщенной части [4]. Это обстоятельство привело к росту газового фактора в отдельных скважинах (6466, 6476, 6477, 6490, 6491, 6495). Очевидно, последний в этих скважинах нужно рассматривать не как характеристику пласта, а только принятого способа эксплуатации (внутрискважинный газлифт).

Короткий период ОПЭ (пока всего два года) не позволил отработать действенный подход для предупреждения отложений парафина в подъемной колонне, из-за чего около 30 % скважин находятся в простое. Однако арсенал таких средств достаточно широк, поэтому приведение количества простаивающих скважин к нормативному является делом ближайшего времени, тем более что содержание парафина в нефти не превышает 8 % (см. табл. 1).

К сожалению, короткий период ОПЭ не позволил изучить и возможность интенсификации добычи нефти за счет закачки воды и тем более с использованием оторочек растворителей, например, широкой фракции легких УВ (ШФЛУ). В Среднем Приобье ее получают на газобензиновых заводах, на Уренгойском месторождении она может рассматриваться как нестабильный конденсат.

Вытесняющие способности воды и ШФЛУ изучены в лабораторных условиях на кернах продуктивных пластов с использованием модели нефти, близкой по характеристике к нефтям Уренгойского месторождения. Эксперименты показали возможность увеличения коэффициента вытеснения на 5–10 % за счет применения оторочек из ШФЛУ. Можно полагать, что применение растворителя в комбинации с газом окажется не менее эффективным. Это подтверждается расчетами, проведенными ТюменНИИГипрогазом при составлении проекта разработки горизонта БУ10-11. Этим документом предусматривается пробурить до 1995 г. на данный горизонт 527 добывающих и 140 нагнетательных скважин. Закачка ШФЛУ и газа запланирована с 1990 г. и в 1995 г. составит 200 тыс. м3 и 1100 млн. м3 соответственно. Применение данной технологии, по оценкам специалистов Мингазпрома, позволит достичь коэффициента извлечения нефти по пласту БУ10-11 – 28,2 %. Проектный документ утвержден ЦКР Мингазпрома.

Высокое потенциальное содержание конденсата в пластовом газе Уренгойского месторождения, большие запасы газа являются благоприятными факторами для осуществления обратной закачки газа в пласте с целью более полного извлечения конденсата. В этих условиях может быть организовано поддержание пластового давления в нефтяных частях закачкой газа с оторочками ШФЛУ в рамках единой газовой технологии, предполагающей использование сайклинг-процесса.

Таким образом, коэффициент нефтеотдачи 30 % является минимальной величиной, которой можно достичь с применением освоенной газовой промышленностью технологии и имеющихся на ее вооружении технических средств. Пласт БУ10-11 уже сам по себе, независимо от других залежей нефти Уренгойского месторождения, является важным резервом поддержания добычи нефти в стране, если только этому не будет препятствовать преобразование Мингазпрома в концерн “Газ”, который имеет другие функции, чем добыча нефти.

В заключение подчеркнем, что по всем параметрам имеется аналогия в геологическом строении нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ10-11 Уренгойского и AC9-10 Лянторского месторождений. Последнее успешно разрабатывается с объемом годовой добычи 8–10 млн. т. Применив аналогичные и новые, более совершенные, технологии, можно довести уровень годовой добычи нефти из залежи пластов БУ10-11 Уренгойского месторождения до 3–5 млн. т.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Бадьянов В.А. Методика определения доли контактной толщины в водонефтяной зоне // В кн.: Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.– Тюмень.– 1986.– С. 47–50.
  2. Геологическое обоснование повышения коэффициента нефтеизвлечения по сложным залежам Среднеобской нефтегазоносной области / И.И. Нестеров, Р.И. Медведский, А.А. Нежданов // Труды ЗапСибНИГНИ.– Тюмень.– 1983.– Вып. 190.– С. 43–47.
  3. Кирсанов Н.Я., Мельцер Т.В. Моделирование нефтяных частей сложнопостроенных геологических объектов на стадии проектирования разработки // В кн.: Методы извлечения нефти из залежей сложного строения.– Тюмень.– 1987.– С. 25–32.
  4. Чуносов П.И., Артамонова Н.В. Интенсификация разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с помощью форсированного отбора // В кн: Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления.– М.– 1988.– С. 83–87.

Abstract

Peculiarities in structure and field-geologic parameters of AC9-10 beds of the Lyantorskoye and BU10-11 beds of the Urengoy fields are compared. Their similarity in a number of indices is noted. This similarity is being confirmed by the results of hydrodynamic and feasibility calculations and is used to evaluate production potentials of the BU10-11 beds.

Таблица 1

Показатели

Уренгойское

Ен-Яхинское

Лянторское

БУ10-11

БУ8-9

АС9

АС10

Толщина, м:

эффективная

15,9–35,0*

13,2

12,0

13,0

нефтенасыщенная

7,4

5,0

5,1

5,2

газонасыщенная

15,2

6,2

6,5

7,6

Относительный размер газовой шапки

0,79

0,65

0,37

0,14

Проницаемость, мкм2

0,04

0,04

0,28

0,40

Пористость, доли единиц

0,16–0,17

0,16

0,24

0,25

Вязкость нефти, мПа·с

0,52

0,52

4,6

5,6

Удельная продуктивность, м3/сут·МПа/м

1,8

1,0

1,5

4,1

Средний начальный дебит нефти, т/сут

40

24

10

10

Гидропроводность, мкм2·см/мПа·с

50

38

31

37

Песчанистость

0,43–0,45

0,44

0,7

0,74

Расчлененность

8,6–18,9

7,9

1,6

3,1

Доля бесконтактных запасов

69

77

70

70

Коэффициент вытеснения нефти водой

0,56

0,51

0,66

0,68

Коэффициент охвата вытеснением

0,77–0,88

0,90

0,95

0,95

Коэффициент извлечения нефти

0,28

0,31

0,36

0,35

Пластовое давление, МПа

28,2

29,0

21,0

21,4

Давление насыщения, МПа

18,3–22,9

22,0

15,6

13,4

Газосодержание, м3

114,5

170,9

73,3

52,5

Содержание парафина в нефти, %

6,9–8,2

6,3

3,0

2,1

Содержание стабильного конденсата, г/м3

189–260

372

145

145

* Пределы означают принадлежность к различным участкам

Таблица 2

Скважина

Среднесуточный дебит, т/сут

Содержание воды, %

Газовый фактор, м3

Добыча нефти, т/сут

за месяц

с начала разработки

6252

49

0,9

80

1372

11966

6255

79

1,9

400

2290

42213

6461

20

0

280

460

460

6463

40

1,3

150

1200

28637

6464

30

0,3

80

840

5375

6466

20

0

8000

260

260

6476

50

1,2

1500

1500

10242

6477

60

1,6

1500

1800

43249

6478

10

2,7

140

300

32229

6490

60

0

400

1800

15443

6491

35

17,0

700

980

13324

6495

48

13,0

100

1440

14897

Рис. 1. Геологические разрезы горизонта БУ10-11 Уренгойского месторождения (а) и пластов АС9-11 Лянторского (б)

Пласты 1 – газоносные, 2 – нефтеносные, 3 – водоносные

Рис. 2. Зависимость КИН от относительного размера газовой шапки d.

Пласты 1 – АС9-10 (Лянторское месторождение), 2 – БУ8-9 – (Ен-Яхинское), 3 – БУ10-11 (Уренгойское)