К оглавлению журнала

 

УДК 22.276(470 56)

© А.С. ПАНТЕЛЕЕВ, Е.С. ГРИШИН, И.Н. МАЛИНОВСКИЙ, 1990

Опыт промышленной эксплуатации и перспективы освоения нефтяных оторочек Оренбургского ГКМ

А.С. ПАНТЕЛЕЕВ, Е.С. ГРИШИН, И.Н. МАЛИНОВСКИЙ (ЮУО ВНИГНИ)

Промышленное освоение нефтяных оторочек, запасы которых в основном сосредоточены в подгазовой части,– наиболее трудная задача современной теории и практики разработки нефтегазовых залежей. Еще больше она осложняется, когда запасы нефти имеют подчиненное значение по отношению к газу. В таких условиях, как правило, осуществляется опережающая выработка газовой части залежи, а разработка нефтяной откладывается на неопределенные сроки.

Оренбургское ГКМ в этом отношении не является исключением. В процессе геологоразведочных работ на месторождении выявлены значительные запасы нефти в филипповских и артинско-среднекаменноугольных отложениях. Основная доля их сосредоточена в карбонатных коллекторах в подгазовой части артинско-среднекаменноугольной залежи. Газовая часть залежи находится с 1971 г. в разработке, при составлении проекта которой не были приняты во внимание наличие нефтяной оторочки и возможности ее промышленного освоения. На дату составления проектной документации нефтяные оторочки в связи с недоразведанностью не были подготовлены к промышленной разработке.

Полученный в настоящее время фактический геолого-промысловый материал по Оренбургскому месторождению позволяет пересмотреть сложившуюся концепцию освоения запасов нефтяных оторочек и наметить основные пути обеспечения комплексности использования разведанных сырьевых ресурсов.

При рассмотрении в 1981 г. в ГКЗ СССР основных запасов нефти артинско-среднекаменноугольной залежи в связи с недостаточной разведанностью и отсутствием эффективной технологии они были отнесены к категории С2 (рис. 1). Запасы категории C1 распределены в пределах восточной и западной частей артинско-среднекаменноугольной залежи. На этих участках в объеме основной залежи выделены (А.С. Пантелеев, Е.С. Гришин, И.Н. Малиновский и др., 1982 г.) две самостоятельные и изолированные от газа плотными пропластками нефтяные залежи: ассельская на востоке и среднекаменноугольная на западе, разработка которых может осуществляться самостоятельно.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) по данным ТЭО, составленного ЮУО ВНИГНИ для условий разработки залежей с поддержанием пластового давления, равен 0,35. При утверждении запасов нефти в ГКЗ СССР КИН был принят равным 0,15, соответствующий условиям разработки залежи на естественном режиме растворенного газа. Такая же нефтеотдача была установлена и для запасов категории С2.

За прошедший с 1981 г. период времени на Оренбургском ГКМ объединением Оренбурггаздобыча проделана значительная работа в связи с доразведкой и промышленной оценкой артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки, которая была вскрыта и опробована в 43 эксплуатационных газовых и специально пробуренных разведочных скважинах. Кроме того, на восточном участке в пределах границ запасов категории C1 пробурено 50 эксплуатационных скважин и организована промышленная разработка нефтяной оторочки. В итоге всех этих работ получена дополнительная геолого-промысловая информация, позволяющая уточнить как геологическую модель строения нефтяной оторочки, так и ее промышленную ценность.

Доразведкой установлено, что по совокупности геолого-промысловых характеристик нефтяная оторочка может быть разделена на три крупных самостоятельных блока: восточный, центральный и западный (см. рис. 1), и если первоначальное распределение запасов было соответственно 17,51 и 32 %, то в результате доразведки оно претерпело существенные изменения, особенно в восточном блоке. Здесь в период доразведки нефтяная оторочка опробована в 60 скважинах. Промышленные притоки нефти дебитом от 7 до 27 т/сут получены в 59 скважинах, в трех – до 35 т/сут за пределами границ запасов категории C2. Кроме того, в ряде скважин (319, 4, 10006, 663) чисто нефтяные интервалы были вскрыты в пластах с более низкими отметками, чем у ВНК (–1765 м), принятого ГКЗ СССР в 1981 г. Так, например, в скв. 4 получен безводный приток нефти дебитом 8,9 т/сут из пластов с отметками –1740 - –1787 м, а в скв. 10006 и 663 соответственно –1749 - –1784 и –1743 - –1780 м. Дополнительных данных для уточнения ГНК в процессе доразведки не получено. Во всех скважинах опробование проводилось на 15–30 м ниже утвержденного ГНК.

В процессе доразведки установлена более высокая продуктивность скважин. Средний дебит скважины возрос от 8 до 17 т/сут. Это свидетельствует, что значения ФЕС коллектора будут не ниже по сравнению с утвержденными ГКЗ СССР. По результатам дополнительных исследований физико-химических свойств нефти установлено, что значения таких подсчетных параметров, как объемный коэффициент, плотность нефти и газовый фактор останутся без изменения.

Суммируя все новые данные, можно с полным основанием ожидать, что за счет расширения площади нефтеносности и более низкого положения ВНК балансовые запасы нефти, числящиеся по категории С12 на восточном блоке, возрастут по сравнению с утвержденными в 1981 г. в 2,5 раза. Все запасы нефти восточного блока по степени разведанности и подготовленности к промышленной разработке могут быть переведены в категорию С1.

На западном блоке в процессе доразведки опробование нефтяной оторочки проведено в восьми скважинах. Промышленный приток нефти дебитом от 25 т/сут (скв. 15012) до 91 (скв. 14016) отмечен в пяти скважинах. Наиболее низкая отметка пласта, из которого получен безводный приток нефти, –1750 м, что соответствует установленному ранее положению ВНК. Дополнительных данных по уточнению отметки ГНК не имеется. В процессе доразведки нефтяной оторочки западного блока работы по прослеживанию ВНК и ГНК не проводились, что является существенным недостатком. Во всех скважинах интервалы перфорации не выходили за пределы принятых отметок ВНК и ГНК. Такой подход в какой-то мере мог быть оправдан, если бы скважины бурились с целью эксплуатации нефтяной оторочки. Фактически же все они после опробования нефтяной оторочки независимо от результатов переводились на разработку газовой части залежи. Необходимость и полезность работ по прослеживанию ВНК путем поинтервального опробования доказаны при доразведке восточного блока, где существенно изменилось положение ВНК.

В процессе доразведки западного блока установлена более высокая продуктивность скважин, средний дебит их возрос от 18,2 до 56,8 т/сут. Площадь нефтеносности осталась в прежних границах.

Работы по доразведке западного блока показали, что балансовые запасы нефти не претерпят существенного изменения. По степени геолого-промысловой изученности запасы нефтяной оторочки подготовлены для организации промышленной нефтедобычи.

На центральном блоке, где числится 51 % запасов нефти месторождения, в период доразведки опробование нефтяной оторочки проведено в 28 эксплуатационных и разведочных скважинах, промышленный же приток нефти получен в восьми. Минимальная отметка нефтяного пласта (дебит 40 т/сут) –1765 м (скв. 7017), что на 9 м ниже принятого при подсчете запасов ВНК. В девяти скважинах вскрыта вода без признаков нефти и в пяти – газ. Самая высокая отметка залежи, где была получена вода без признаков нефти, –1727 м (скв. 7036), самая низкая, где обнаружен газ без признаков нефти, –1739 м (скв. 2067), что на 6 м ниже принятого при подсчете запасов ГНК.

Приведенные данные о характере насыщения разреза в процессе доразведки весьма противоречивы и не позволяют дать надежного обоснования геологической модели строения нефтяной оторочки. Прежде всего, нет уверенности в качестве опробовательских работ. Ни в одной из скважин, где вода была получена из пластов с аномально высокими и газ – с низкими отметками, не проводились целенаправленные исследования по выявлению места притока флюидов и поинтервальное опробование. На необходимость этих работ указывали, например, такие факты, когда при получении газа из нефтенасыщенного интервала разреза замеренное пластовое давление в скважине оказывалось равным текущему в газовой части залежи. Например, в скв. 9008 при опробовании интервала –1742 - –1756 м получен газ дебитом 22 тыс. м3 /сут. Замеренное пластовое давление составило 14,6 МПа. Пластовое давление в нефтяной оторочке в районе этой скважины на ту же дату было равно 19,3 МПа (скв. 1707). Факт установления в скв. 1707 практически первоначального пластового давления свидетельствует, что отдельные участки центрального блока имеют достаточно надежную изолированность нефтяной оторочки от газовой части. В то же время на других участках отмечалось расформирование залежи нефти. На это указывают получение в газовых скважинах конденсата с примесью нефти и идентичность текущего пластового давления в газовой части и нефтяной оторочке.

Несмотря на большой объем выполненных буровых работ, по-прежнему невозможно дать однозначную модель геологического строения нефтяной оторочки центрального блока. Объединению Оренбурггаздобыча здесь предстоит пробурить еще 13 разведочных скважин. В программу работ по доразведке необходимо внести соответствующие дополнения, направленные на повышение информативности глубокого бурения.

Одной из первоочередных задач промышленного освоения артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки является выбор рациональной технологии разработки, обеспечивающей наибольший народнохозяйственный эффект и максимальную выработку запасов нефти.

На Оренбургском ГКМ накоплен определенный опыт разработки подгазовых залежей нефти. На месторождении в пределах восточного блока с 1985 г. находится в разработке небольшой участок артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки (ассельская залежь), повсеместно экранированный плотными карбонатными пропластками от газовой залежи. За пять лет из залежи этого участка добыто 50 % числившихся на балансе извлекаемых запасов нефти. За это время не отмечались случаи прорыва свободного газа к забоям эксплуатационных скважин. Газовый фактор не превышал 172 м3/т, что несколько выше величины начального содержания газа в пластовой нефти. Не отмечалось и интенсивного обводнения скважин подстилающей залежь водой. Пластовое давление уменьшилось от 20,7 до 18,4 МПа. Темп снижения пластового давления оказался значительно ниже расчетного, что свидетельствует о вовлечении в активное дренирование гораздо большего объема залежи. Разработка залежи характеризовалась устойчивой динамикой добычи нефти (рис. 2). Скважины эксплуатировались газлифтным бескомпрессорным способом. В качестве источника энергии использовался свободный газ высокого давления из филипповской залежи.

В процессе разработки подтверждено, что слоистое строение пород-коллекторов можно эффективно использовать для организации на локальных участках независимой разработки нефтяной оторочки. Установлена высокая технологическая и экономическая эффективность бескомпрессорного газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин. Положительные результаты разработки залежи и накопленный опыт дают основание считать, что для организации широкомасштабной разработки нефтяных оторочек Оренбургского месторождения имеются все необходимые геологические и технические предпосылки. Очевидным является и тот факт, что в связи с низкими коллекторскими свойствами продуктивного разреза и затрудненной связью нефтяной залежи с законтурной зоной разработку нефтяных оторочек необходимо осуществлять с поддержанием пластового давления.

Как показали расчеты, выполненные при составлении ТЭО (А.С. Пантелеев, Е.С. Гришин, И.Н. Малиновский, 1979 г.), разработка оторочек на естественном режиме характеризуется неустойчивой динамикой добычи нефти, низкими уровнями отборов, отрицательным народнохозяйственным эффектом и КИН 0,08–0,12. Более успешно нефтяные оторочки могут разрабатываться с применением методов поддержания пластового давления. В качестве вытесняющих агентов могут быть использованы или вода, или газ, или оба этих агента путем попеременной закачки. Преимущество и недостатки возможных методов воздействия оценивались на основании повариантных технико-экономических расчетов. Основные параметры геолого-промысловой характеристики, использованные при этом, следующие: тип коллектора карбонатный трещинно-поровый; залегание пород-коллекторов слоистое; тип оторочки – подгазовая с отсутствием чисто нефтяной зоны; толщина оторочки 20– 50 м; глубина залегания 1840 м; температура пласта 36 °С; средняя пористость 0,118 %; средняя проницаемость по промысловым данным 0,032 мкм2; средний коэффициент расчлененности 6; коэффициент эффективной толщины 0,7; соотношение вязкости нефти и воды 2:1; газосодержание при рнас=19,9 МПа 148,3 м3/т; коэффициент вытеснения нефти водой 0,55; начальное пластовое давление 20,7 МПа; забойное давление в эксплуатационных скважинах 16 МПа; давление нагнетания 10 МПа.

Для оценки добычных возможностей нефтяной оторочки и конечной нефтеотдачи при условии поддержания пластового давления были приняты следующие основные проектные решения: 1) независимая разработка нефтяной оторочки; 2) внутриконтурная система воздействия; 3) рядное размещение добывающих и нагнетательных скважин при закачке воды; расстояния между рядами 600 м и между скважинами в рядах 500; соотношение эксплуатационных и нагнетательных скважин 3:1; 4) при закачке газа площадная семиточечная обращенная система размещения скважин; расстояния между скважинами 600 м; соотношение добывающих и нагнетательных скважин 3:1.

В результате выполненных технико-экономических расчетов установлено, что оба варианта разработки характеризуются положительным народнохозяйственным эффектом и имеют сопоставимые значения коэффициентов нефтеотдачи: 0,310 для условий заводнения и 0,298 при вытеснении нефти осушенным газом. Однако, вариант с заводнением уступает альтернативному по ряду технологических и технических условий. При заводнении возможен прорыв закачиваемой воды в газонасыщенную часть разреза, что отрицательно скажется на выработке запасов газа и усложнит весь технологический процесс добычи газа и его первичную подготовку. Кроме того, применение заводнения для разработки артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки потребует дополнительного обустройства для организации объектов поддержания пластового давления и обезвоживания нефти. В результате обводнения добываемой продукции потребуется перевод скважин на механизированную добычу нефти.

Применение газовой технологии при разработке нефтяных оторочек снимает большинство из перечисленных выше проблем. Использование газа для поддержания пластового давления обеспечивает в процессе всего периода разработки фонтанную эксплуатацию скважин, что имеет немаловажное значение при высоком содержании сероводорода в добываемой продукции. Учитывая, что Оренбургское месторождение находится длительное время в разработке и полностью обустроено, ряд объектов по сбору, транспорту и подготовке газа могут быть использован для организации нефтедобычи. И, главное, при прорыве закачиваемого газа в газонасыщенную часть залежи не последует каких-либо осложнений в технологии разработки основного объекта – газовой залежи. Результаты выполненных технико-экономических расчетов позволяют сделать вывод, что артинско-среднекаменноугольную оторочку можно и необходимо разрабатывать с поддержанием пластового давления, используя для этих целей добываемый на месторождении газ. Таким образом, в настоящее время не существует каких-либо геологических или технологических факторов, сдерживающих ввод в промышленную разработку, по крайней мере, двух блоков: восточного и западного. Если принять для подсчета запасов расчетный коэффициент извлечения нефти, равный 0,298, который обеспечивается газовой технологией, то при этом суммарные извлекаемые запасы нефти по месторождению возрастут более чем в 2 раза по сравнению с утвержденными в ГКЗ СССР. Оценка ресурсов проведена, исходя из разведанных запасов только восточного и западного блоков. После завершения работ по доразведке центрального блока будет, возможно, получен дополнительный прирост запасов нефти. Учитывая высокую потребность страны в жидких УВ, на западном и восточном блоках нефтяные оторочки целесообразно сделать основными объектами разработки. Объем добычи газа на этих блоках должен определяться из условий обеспечения эффективной разработки нефтяных оторочек. В настоящее время в Оренбургской области основной прирост запасов нефти обеспечивается за счет открытия залежей, расположенных на глубинах 4500–5000 м и удаленных от действующих нефтепромысловых коммуникаций. Освоение их связано со значительными капитальными затратами. В этой связи промышленное освоение разведанных запасов нефти Оренбургского ГКМ, залегающих на небольших глубинах, обладающих высокой концентрацией и размещенных в районах с развитой инфраструктурой, приобретает существенное народнохозяйственное значение.

Abstract

As a result of the analysis of data on the extension of oil fringes of the Orenburg gas-condensate field, economic-geological expediency of their commercial development has been substantiated. The rational development technology providing a combined use of the explored resources of the Orenburg field is recommended.

Рис. 1. Карта изученности артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки Оренбургского месторождения.

Внешний контур: 1 – нефтеносности, 2 – газоносности; граница участков с запасами категории. 3 – C1; 4 – С2; 5 – граница блоков; 6 – скважины, пробуренные в период разведки а – давшие промышленный приток нефти, б – не давшие промышленного притока; 7 – скважины, пробуренные в период доразведки а – давшие промышленный приток нефти, б – не давшие промышленного притока нефти, 8 – скважины разведочные, проектные Блоки: I – западный, II – центральный, III – восточный

Рис. 2. Основные показатели разработки ассельской залежи:

q – средний дебит скважины, т/сут; n – количество скважин; QH – нарастающая добыча нефти, тыс т; Qгнарастающая добыча газа, млн. м3