К оглавлению

УДК 553.981:551.31

 

© П. К. Ляхович, 1991

Предельные глубины сохранения промышленных залежей газа в песчано-алевролитовых коллекторах (В пределах Азово-Кубанского НГБ.)

П. К. ЛЯХОВИЧ (ВНИПИтермнефть)

Установление глубин сохранения промышленных залежей нефти и газа является одной из актуальнейших задач нефтегазовой геологии. Возможность рассмотрения этого вопроса применительно к залежам газа в песчано-алевролитовых коллекторах представляется в связи с окончанием разведочного бурения и обобщения полученной информации по Северско-Западно-Афипскому месторождению, расположенному в Западно-Кубанском прогибе. Пластовое давление и температура здесь составляют 70,3 МПа и 177 °С соответственно.

Месторождение приурочено к антиклинальной складке и связано с кумским горизонтом (верхний эоцен), представленным чередующимися песчано-алевролитовыми и глинистыми пластами. По реперу в кровле кумского горизонта складка размером 12X3 км и амплитудой 125-150 м отражается двумя сводами (скв. 1 Северская, 4 Западно-Афипская). Углы наклона северного крыла составляют 3°, южного - 6°. В пределах складки разрывные нарушения не установлены (рис. 1, а).

По материалам ГИС кумский горизонт характеризуется сравнительно большими эффективными газонасыщенными толщинами (40,6-54,6 м).

Средняя величина пористости коллекторов в пределах контура залежи, определенная по 415 образцам, составляет 11,9 %. Из 437 исследованных образцов в 381 проницаемость изменяется от 0 до 0,4*10 -2 мкм2, по остальным 56 образцам составляет (0,4-1,4)*10-2 мкм2.

Средние значения газонасыщенности коллекторов, по материалам ГИС, изменяются от 74,7 на Северском участке до 83,4 % на Западно-Афипском.

Несмотря на значительные газонасыщенные толщины горизонта (40,6-54,6 м), при испытании скважин получены сравнительно небольшие (37-126 м3/сут) убывающие притоки газа с конденсатом и водой, депрессии при этом составляли 16,4- 43,5 МПа (табл. 1). Применявшиеся методы интенсификации притока (глинокислотносоляровая обработка, закачка ПАВ, кислотный гидроразрыв, повторная перфорация) увеличения дебита газа не дали. Так, в скв. 2 Северской эффективная газонасыщенная толщина, по данным ГИС, составляет 50 м, но при испытании четырех объектов, которое длилось 355 сут, притоков газа или воды не получено.

Пласты-коллекторы кумского горизонта интерпретируются как газонасыщенные не только в скважинах, из которых получены различные притоки газа с конденсатом, но и в «бесприточных», а также в скважинах, расположенных за пределами складки и залежи (скв. 6, 9 и 15 Северские).

Результаты испытания кумского горизонта на приток в скважинах, расположенных в контуре складки и залежи и за ее пределами, свидетельствуют о том, что на глубинах 5200-5400 м песчано-алевролитовые коллекторы промышленных кондиций не установлены. Приведенные данные свидетельствуют о том, что газонасыщенные толщины и объемы песчано-алевролитовых коллекторов, установленные по данным ГИС, являются недостоверными и должны рассматриваться как условные.

Для оценки запасов газа и конденсата на основе результатов испытания скважин на приток выделено одно поле категории C1 (см. рис. 1, б), включающее скв. 1,3-5 и 10 Северские, давшие различные притоки газа с конденсатом (см. табл. 1). Расчеты показали, что в границах этого поля исходя из газонасыщенных толщин и коэффициента газонасыщенности кумский горизонт содержит 9,8 млрд. м3 газа и 1570 тыс. т конденсата. Согласно действующей инструкции [2] коэффициент конечного газоизвлечения для газовых залежей должен приниматься равным единице. Поэтому полученная величина балансовых запасов газа категории С1 (9,8 млрд. м3) должна рассматриваться как извлекаемая. Однако по результатам 10-летней опытно-промышленной эксплуатации скв. 3 Северской, характеризующейся наиболее высокой продуктивностью и наименее убывающим дебитом во времени, конечная газоотдача определена всего 5 %. Следовательно, из 9,8 млрд. м3 балансовых запасов газа и 1570 тыс. т конденсата может быть извлечено только 0,49 млрд. м3 и 78,5 тыс. т соответственно газа и конденсата. Суммарная добыча из горизонта составила 258,9 млн. м3 газа и 41,4 тыс. т стабильного конденсата.

Таким образом, к окончанию разведочного бурения в кумском горизонте осталось 231 млн. м3 промышленных запасов газа и 37,1 тыс. т конденсата (На балансе числятся утвержденные оперативные запасы: 11,4 млрд. м3 газа и 0,7 млн. т конденсата.). Естественно, что в процессе анализа и обобщения материалов разведки, подсчета запасов и ОПЭ экономически обосновать целесообразность бурения хотя бы одной добывающей скважины не удалось. Как показали результаты ОПЭ (табл. 2), месторождение является непромышленным. В настоящее время периодически эксплуатируются разведочные скв. 3 и 10 для удовлетворения местных нужд, а эксплуатация скв. 1, 4, 5 прекращена из-за смятия колонны. Среднесуточный дебит газа на обработанный скважино-день составил 46,4 тыс. м3.

Столь низкая газоотдача объясняется изменениями, произошедшими в залежи после ее образования.

Накопление основной массы УВ в ловушках в эоценовых и палеоценовых отложениях в Западно-Кубанском прогибе приурочено к началу формирования складок и ловушек, когда нарушилось динамическое равновесие геофлюидальной системы [3]. Возникновение складок в этих отложениях, как известно, относится к рубежу раннего и среднего Майкопа (предсреднемайкопская фаза складчатости). Фазовое состояние УВ, накопившихся в ловушках, обусловлено термобарической обстановкой, существовавшей на палеоглубине погружения объекта к началу образования в нем ловушки: до глубины 600 м формируются залежи газа, от 600 до 1100 м - нефти и более 1100 м - газоконденсатные. На Северско-Западно-Афипской площади (кумский горизонт) на рубеже раннего и среднего Майкопа должна была образоваться нефтяная залежь, что в действительности и имело место [1]. Лабораторные исследования показали, что в скв. 5 Северской в интервале 5293-5347 м поровое пространство коллекторов заполнено битумом (48-65,9 %) и водой (52-34,1 %). Присутствие его отмечается и на глубине 5381 м. Наличие битума наблюдалось также и в скв. 2 и 3 Западно-Афипского участка. Битум темно-бурый, почти черный, нефтяного ряда, насыщение им коллекторов неравномерное. Кумский горизонт (скв. 5 Северская) на глубине от 5255,2 до 5263 м в пластовых условиях насыщен газом (31,7-72 %) и водой (68,3-27,4 %). На основании этих данных сделан вывод: Северско-Западно-Афипское месторождение вначале сформировалось как газонефтяное [1].

В послераннемайкопское время складка вместе с газонефтяной залежью испытала погружение с глубины 900 до 5210 м, т. е. на 4310 м (рис. 2), однако ее структурный план существенно не изменился, возросло лишь геостатическое давление от 22 до 125 МПа, пластовое от 9 до 70,3 МПа, температура от 50 до 177 °С. Естественно, что столь значительный прирост давлений и температуры за счет погружения соответственно отразился на уровне литогенеза осадков, физических свойствах коллекторов, снижении их пористости (от 22 до 11,9 %) и проницаемости (от 0 до 0,34*10-2мкм2), а также на преобразовании состава и физико-химических свойств УВ и их распределении в коллекторах. Произошло обратное (ретроградное) испарение легких фракций нефти и растворение их в газе, а более тяжелые фракции сохранились в порах в виде битума. В результате залежь преобразовалась в газоконденсатную (см. рис. 2, б).

Необходимо подчеркнуть, что часть нефти в рассматриваемом горизонте сохранилась до настоящего времени. Так, в скв. 4 Северской в интервале 5352,7-5397,3 м получены нефть дебитом 9,6- 16,8 м3/сут и газ 22-34 тыс. м3/сут. В скв. 7 Северской отмечен приток нефти (2 т/сут) с водой (10,5 м3/сут) из интервала 5379-5450 м. Также нефть отмечена в скв. 3 Западно-Афипской из интервала 5172-5335 м в виде пленки, дебит воды при этом составил 3,2 т/сут. Кроме того, в этой же скважине в затрубном пространстве скопилось 27,3 м3 нефти или, в пересчете на сутки, 300 кг. Нефть легкая, ее плотность 0,812 г/см3, конденсата - 0,772 г/см3; вязкость нефти 5,17 сСт, а конденсата 1,2 сСт.

Под влиянием роста геостатического давления пористость и проницаемость снизились, в результате чего газ благодаря своей сверхсжимаемости оказался защемленным в порах, оказав тем самым определенное противодействие сокращению емкостного пространства. При этом из-за уплотнения и потери проницаемости была утрачена законтурная водонасыщенная область (см. рис. 2, б). Таким образом, в предсреднемайкопское время соотношение флюидов в ловушке было обычным: в присводовой части - свободный газ, ниже под ним - нефть, а еще ниже - водонасыщенные песчаники (см. рис. 2, а). После погружения залежи на современные глубины произошли перераспределение и изменение флюидов в ней. В присводовой части сохранился защемленный газ с конденсатом, ниже - слой, содержащий битум и защемленный газ с конденсатом, который подстилается уплотнившимися песчаниками, утратившими пористость, проницаемость и насыщенность водой; законтурная водонасыщенная область отсутствует (см. рис. 2, б).

Выводы

1.                 Для песчано-алевролитовых коллекторов глубины 5200-5400 м являются предельными, на которых сохраняются проницаемость и промышленные залежи газа.

2.                 Газ, обладая сверхсжимаемостью, защемляется в поровом пространстве, в результате чего образуется «тугой резервуар». Из-за снизившейся проницаемости извлечь такой защемленный газ на естественном режиме (т. е. без искусственного увеличения проницаемости) не представляется возможным.

3.                 На глубинах 5200-5400 м и более газонасыщенные песчано-алевролитовые коллекторы промышленных кондиций по материалам ГИС однозначно не устанавливаются, что отрицательно сказывается на достоверности прогноза, разведки и подсчета запасов газа и конденсата.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.        Горбанец И.М. Емкостные и фильтрационные свойства пород кумской свиты глубокопогруженного Северского месторождения / В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах.- М.: МИНГ им. И. М. Губкина,- 1980.-С. 124-127.

2.           Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.- М.: Изд. ГКЗ СССР.- 1984.

3.          Ляхович П.К. Стадии накопления основной массы УВ и критерии прогноза их фазового состояния // Геология нефти и газа.- 1983.- № 3,- С. 38-42.

Abstract

Results of the exploration of the deepest in the Precaucasus Seversco-Zapadno-Afipskoye gas-condensate field (5,200-5,400 m) are considered based on data for parametric, wildcat, and exploratory wells. The results obtained from the flow test of the wells and their experimental-commercial exploitation are provided. Pool parameters and the reserves of gas and condensate are estimated. Generalized and analised are changes in reservoir properties and hydrocarbon phase state which took place after forming the accumulation.

 

Таблица 1. Результаты испытания на приток кумского горизонта в скважинах Северской и Западно-Афинской площадей

Скважина

Интервал опробования, м

Дебит

Депрессия, МПа

газа, тыс. м3/сут

конденсата, т/сут

воды, м3/сут

1 Северская

5293-5350

37-93

42,2

 

39

3 »

5280-5331

2,5

1-4

-

-

3 »

5222-5280

96-121

28

8

32,4

4 »

5352,7- 5397,3

52

34,8

 

30

5 »

5245-5390

126,2

27,5

8

30

7 »

5379-5450

-

2, нефть

10,5

16,4

6 »

5071-5207

6,1

0,25

13

-

9 »

4835,5- 4894,5

6,5

 

12,3

23,5

9 »

4772-4798

0,96

-

26

20

9 »

4732-4761

 

 

Разгазированный раствор

 

15 »

3758,4- 3774,8

15

 

57

28,9

10 »

5208-5315

61

28

-

33

2 Западно-Афипская

5199-5340

15

2,4

-

33,3

3 »

5172-5335

1,8

Пленка нефти

8,2

43,5

4 »

5176-5316

25

4,5

-

30

 

Таблица 2. Результаты ОПЭ скважин Северско-Западно-Афипского месторождения (на 01.01.1985 г.)

Скважина

Время эксплуатации

Суммарная добыча

газа, млн. м3

конденсата, тыс. т

воды, тыс. м3

1

10.1972-12.1973

55,2

8

2

3

05.1974- *

163

19,7

16.4

4

11.1974-02.1978

30

11,5

1.4

5

10.1976-12.1976

3,9

1

0.2

10

01.1984- *

6,8

1,2

1.5

Всего:

258,9

41,4

21,5

*Скважина эксплуатируется и в настоящее время.

 

Рис. 1. Структурная карта кровли кумского горизонта (а) и карта эффективных газонасыщенных толщин кумского горизонта (б).

 

Скважины: 1 - параметрические, 2 - поисковые, 3 - разведочные; 4 - границы поля категории С1 по подсчетному плану

 

Рис. 2. Условия залегания и распределение флюидов в кумском горизонте Северско-Западно-Афипского газоконденсатного месторождения в предсреднемайкопское время (а) и современный период (б):

I - газ свободный, 2 - нефть, 3 - водонасыщенные песчаники, 4 - битум, 5 - уплотнившиеся песчаники, утратившие пористость, проницаемость и насыщенность водой