|
УДК 553.98:553.048 |
|
|
|
© В.П. ЩЕРБАКОВ, 1990 |
В.П. ЩЕРБАКОВ (ГКЗ СССР)
Во II полугодии 1989 г. ГКЗ СССР рассмотрены и утверждены запасы нефти и газа 26 месторождений, в том числе 14 новых, по которым подсчет запасов произведен впервые.
С отличным качеством выполнены геологоразведочные работы на нефтегазоконденсатном месторождении Кокдумалак в Узбекской ССР. Месторождение приурочено к подсолевым карбонатным верхнеюрским отложениям, залегающим на глубинах 2850-3140 м. В продуктивном разрезе выделяются три горизонта (надрифовый, рифовый и рифовый слоистый), содержащие единую газоконденсатнонефтяную залежь высотой около 270 м (около 60 м - нефтяная часть).
В составе полезного ископаемого содержатся нефть, газ, конденсат, сера, этан, пропан, бутаны и др. Термобарические условия и свойства газожидкостной пластовой системы месторождения таковы, что нарушение сложившегося равновесия при падении пластового давления приводит к большим потерям жидких УВ. Геологоразведочные работы осложнялись наличием АВПД в залежи. Общие затраты на разведку составили 26 млн. руб., пробурено 18 глубоких скважин, большая часть которых (16) оказалась в контуре продуктивности. Одна скважина пробурена на известково-битумном растворе, шесть переданы в ОПЭ, всего для этих целей пригодно 13 скважин.
Комплексирование детальных сейсмических исследований с глубоким бурением обеспечило высокую эффективность и сжатый срок (около 5 лет) разведки.
ОПЭ начата в 1988 г. При обосновании коэффициентов извлечения нефти и конденсата предложен ряд вариантов разработки: сайклинг-процесс и разработка на истощение, для нефти - газовая репрессия и заводнение.
Рассмотрев представленные обоснования, ГКЗ СССР утвердила коэффициент извлечения нефти 0,55 для условий газовой репрессии на нефтяную часть залежи. Для газоконденсата этот параметр принят 0,7 исходя из варианта разработки с поддержанием пластового давления путем обратной закачки в залежь сухого газа (сайклинг-процесс). Обращено внимание ПО Средазгазпром на критическое состояние флюидальной системы месторождения Кокдумалак, в связи с чем отклонение от рекомендованных прогрессивных режимов разработки может привести к значительным потерям запасов конденсата и нефти в недрах.
Геологоразведчиками объединения Енисейнефтегазгеология подготовлено к промышленному освоению Сузунское газонефтяное месторождение в Дудинском районе Таймырского округа Красноярского края. Столь значительные (более 40 млн. т) запасы нефти подготовлены для освоения в крае впервые и, хотя месторождение не относится к областям, к которым приурочена основная часть прогнозных ресурсов края, его значение для укрепления топливно-энергетического потенциала региона велико.
Месторождение разведывалось с перерывами около 17 лет, пробурено 19 глубоких скважин. При общих затратах в 54 млн. руб. более 3 млн. руб. приходится на сейсморазведку, роль которой оказалась недостаточно эффективной в связи с отставанием в ее проведении и обработке материалов по специальным программам. Недостаточно целенаправленно осуществлялись также отбор керна, интенсификация притоков, несовершенной была технология вскрытия перспективных пластов бурением, результаты опробования в процессе бурения испытателями на трубах не дали информации о состоянии призабойной зоны в объектах опробования. Все это стало причиной того, что ГКЗ СССР не согласилась с отнесением крупных (около 140 млн. т) запасов нефти двух горизонтов нижнехетской свиты к категории забалансовых, так как эти объекты нуждаются в дополнительном изучении, а экономических расчетов, подтверждающих нерентабельность их освоения, не произведено.
Объединение ВостСибнефтегазгеология завершило геологоразведочные работы на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении в Киренском районе Иркутской области - одном из немногих разведанных месторождений Непско-Ботуобинской НГО. По запасам газа оно относится к крупным и имеет важное значение для развития газодобычи в области. Газ характеризуется высоким (0,26 %) содержанием гелия, значительно превышающим таковое в других месторождениях этого региона. Стоимость извлекаемых запасов гелия в 2 раза выше стоимости газа, что предопределяет необходимость комплексного освоения месторождения с обязательным извлечением гелия.
Месторождение характеризуется резкой изменчивостью коллекторов, значительными размерами (длина до 46 км) залежи при небольшой высоте оторочки (11 м при высоте газовой шапки до 80 м) и приуроченностью скоплений нефти в основном к газонефтяной, газонефтеводной и водонефтяной зонам.
Работы велись 10 лет; при общих затратах на подготовку месторождения к разработке 96 млн. руб. пробурено более 40 скважин, в числе которых 30 - в контуре продуктивности. Недостаточно высокая эффективность работ в определенной степени связана со сложным строением месторождения, литологически экранированная залежь которого приурочена к моноклинальному склону Непского свода. Несмотря на значительный объем работ по опробованию, на отдельных участках залежи продуктивность осталась неизученной, полученные (низкие) дебиты неоднозначно характеризуют возможности объектов.
Особенностью месторождения являются также кондиционные содержания в пластовых водах бора, брома и лития, что определяет необходимость проведения специальных дополнительных работ по изучению пластовых вод месторождения и прилегающих к нему районов. ГКЗ СССР рекомендовала при получении положительных результатов подсчитать и представить запасы гидроминерального сырья на утверждение.
Согласно авторским расчетам разработка газоконденсатной части рентабельна только в режиме истощения, а самостоятельная разработка нефтяной части - лишь при уровне замыкающих затрат на нефть не ниже 136 руб/т. Комиссия признала, что выделение газовой и нефтяной частей залежи в самостоятельные объекты разработки с отдельными сетками скважин и режимами эксплуатации не обосновано технологически и экономически. Предложено рассматривать их как единый объект разработки, выработку запасов осуществлять в комплексе, имея в виду попутную с газом добычу нефти (с условно оцененным коэффициентом ее извлечение 0,05).
Кустовое нефтяное месторождение, объединяющее залежи Кустового, Видного и Восточно-Ягунского локальных поднятий, расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и подготовлено к промышленному освоению Главтюменьгеологией.
Нефтеносность установлена в 10 терригенных пластах нижнего мела и юры, всего выявлено 29 залежей. Пробурено за 7 лет 8 поисковых и 39 разведочных скважин; 31 из них оказалась в контуре продуктивности. Затрачено около 38 млн. руб. С 1988 г. месторождение введено в ОПЭ. Комиссия отметила, что низкое качество работ по креплению и опробованию многих скважин, слабые притоки нефти (ниже экономически рентабельных) по ряду объектов, а также ограниченный объем исследований по контролю за испытанием и интенсификацией притоков не позволили получить все необходимые данные по обоснованию промышленной продуктивности отдельных залежей, вследствие чего их запасы могут быть оценены лишь по категории С2 или отнесены к забалансовым. Несмотря на сложный характер нефтенасыщения пластов, скважина на РНО на месторождении не пробурена, а объем исследований керна не обеспечил подготовку высоконадежной петрофизической основы интерпретации материалов ГИС. С недостаточной глубиной проведен анализ результатов ОПЭ. ГКЗ СССР признала Кустовое месторождение подготовленным к ОПЭ сроком на 5 лет. Обращено внимание Главтюменьгеологии и Мингео СССР на низкое качество геологоразведочных работ, проведенных на месторождении, а также на необходимость детального анализа и учета результатов ОПЭ месторождения при представлении материалов подсчета запасов в ГКЗ СССР. Рекомендовано проводить обязательную геолого-экономическую оценку целесообразности разведки залежей нефти в ачимовских отложениях и других низкопродуктивных объектах по материалам поискового этапа геологоразведочных работ.
Недостатки, допущенные при разведке Кустового месторождения, в еще большей степени были характерны для разведанного в том же районе Вачимского месторождения. Работа здесь производилась Главтюменьгеологией около 20 лет, пробурено 44 поисковые и разведочные скважины, общие затраты на геологоразведочные работы составили 31 млн. руб. С 1987 г. месторождение введено в ОПЭ, построено более 100 эксплуатационных скважин, однако результаты ОПЭ проанализированы в недостаточном объеме. Возможности заводнения и выбор системы возможного воздействия в зависимости от геолого-географических условий не оценены.
Бурение специальной скважины на РНО осуществлено только в конце разведки, однако результаты определения остаточной водонасыщенности (а она оказалась аномально низкой) по керну этой скважины признаны авторами недостоверными, причины допущенного брака не установлены. В значительной части скважин результаты опробования противоречат оценке объектов по ГИС, что связано с низким качеством крепления скважин, работы по контролю испытания методами ГИС практически не проводились. Ряд залежей не охарактеризован глубинными пробами нефти, не проводились исследования на содержание конденсата в газе газовых шапок и попутных компонентах нефтей.
Утвержденные ГКЗ СССР запасы нефти категории C1 Вачимского месторождения оказались на 59 млн. т ниже представленных. Комиссия обратила внимание Главтюменьгеологии и Мингео СССР на низкое качество геологоразведочных работ, а также на незавершенность оценки всего потенциала месторождения, так как числящиеся на балансе ВГФ запасы нефти юрских отложений на утверждение представлены не были.
Существенно укрепили сырьевую базу добычи нефти на Украине утвержденные ГКЗ СССР запасы нефти Коржевского нефтегазоконденсатного месторождения, разведанного объединением Черниговнефтегазгеология в Сумской области. Через три года после открытия (1980 г.) месторождение введено в ОПЭ, результаты которой детально проанализированы в отчете по подсчету запасов, и выводы согласованы с организацией, ведущей разработку. Несмотря на значительную глубину залегания (4140-4000 м) и сложные условия проводки скважин, обеспечено высокое качество крепления и испытания последних. Комплексирование сейсмических исследований с глубоким бурением обеспечило высокую успешность заложения скважин: только одна из девяти оказалась законтурной, все восемь скважин, пробуренных в пределах площади нефтеносности, переданы в эксплуатацию. Полученные в результате разведки и ОПЭ данные достаточны для составления проекта разработки газовых и технологической схемы разработки нефтяных залежей.
Оценив проведенные геологоразведочные работы и отчет по подсчету запасов как отличные, ГКЗ СССР рекомендовала Мингео СССР распространить по всем объединениям, осуществляющим поиски и разведку месторождений нефти и газа, опыт высокоэффективного проведения разведки Коржевского месторождения.
Крупным событием в оценке состояния сырьевой базы добычи газа в СССР стал генеральный пересчет запасов газа, газоконденсата и нефти уникального Уренгойского месторождения в Тюменской области, выполненный Главтюменьгеологией.
Запасы этого месторождения утверждались ГКЗ СССР неоднократно: по газу сеноманских отложений последний раз в 1977 г., по неокомским залежам газа, газоконденсата и нефти в 1983 г. По рекомендации ГКЗ СССР, не утвердившей большую часть запасов нефти нефтяных оторочек неокома, Главтюменьгеологией была составлена программа их целенаправленного доизучения. Такая же задача решалась Главтюменнефтегазом в процессе ОПЭ этих залежей. Следует отметить, что программу удалось реализовать лишь частично: в связи с низким качеством строительства разведочных скважин, противоречивостью результатов опробования и ГИС степень изученности многих залежей осталась низкой, промышленная продуктивность значительной части запасов нефти проведенными работами не подтверждена. Не была в полной мере реализована задача ОПЭ нефтяных оторочек. Интерпретация получаемых материалов осуществлялась в одностороннем порядке Главтюменьгеологией; совместная с Главтюменьгазпромом работа организована не была, что привело к значительным межведомственным разногласиям при определении не только важнейших параметров подсчета, но даже исходных позиций, касающихся корреляции пластов и модели строения залежей.
Основной причиной увеличения запасов газа сеноманской залежи явилось уточнение по данным сейсморазведки 1980-1986 гг. структурных построений по ее кровле и, как следствие, увеличение площади газоносности. Отмечена недостаточная надежность материалов ОГТ на отдельных участках, целенаправленное комплексирование этих исследований с глубоким бурением не проводилось.
Несмотря на то что объем газоконденсатных исследований по неокомским залежам увеличился почти вдвое, оптимальные условия исследований соблюдались далеко не всегда, поэтому Комиссия не сочла обоснованным уточнение ранее принятых параметров конденсатосодержания и извлечения газоконденсата.
С учетом изменений, внесенных ГКЗ СССР в параметры подсчета, начальные запасы газа сеноманских отложений по категориям B+C1 увеличились на 23,6 %, запасы свободного газа и газа газовых шапок неокомских отложений по тем же категориям на 40, газоконденсата (извлекаемые) на 53,8, нефти (извлекаемые) на 108,2 %.
При этом следует отметить, что утвержденные извлекаемые запасы нефти оказались по категории C1 на 93 млн. т меньше, чем подсчитанные авторами, а по сравнению с балансом ВГФ на дату подсчета меньше на 143. Обращено внимание Главтюменьгеологии и Мингео СССР на несвоевременное (с задержкой на 7 лет) выполнение рекомендации Комиссии о составлении и реализации совместно с Мингазпромом программы по доразведке и уточнению коэффициентов извлечения газоконденсата и нефти в газоконденсатных залежах неокома, содержащих нефтяные оторочки, а также на систематическое невыполнение рекомендаций относительно повышения качества работ по креплению и опробованию скважин.
The results of the consideration and approval of oil and gas reserves contained in a number of fields by the USSR SCR for the second half of 1989 are presented. Seven fields (out of 26 discussed) have been selected by which the results of the analysis of exploration, reserves estimation, preparation for their development and some other problems concerning development activities are of primary interest.