К оглавлению	УДК 553.98.001.42(575.4)
	© А. Джапаров, P.X. Удумов, Г.С. Набатникова, 1991

Основные типы и условия эксплуатации газонефтяных залежей Юго-Западной Туркмении

А. ДЖАПАРОВ, P.X. УДУМОВ, Г.С. НАБАТНИКОВА (ТуркменНИПИнефть)

Добыча нефти в Туркмении в значительной степени связана с разработкой многопластовых газонефтяных залежей (ГНЗ), характеризующихся наиболее сложным геологическим строением. Наличие большого количества тектонических нарушений способствовало образованию залежей разного типа. Продуктивные пласты перемежаются многочисленными слоями (прослойками) - «экранами», сохраняющими под собой образовавшиеся залежи.

Для анализа нами было рассмотрено 84 ГНЗ в пределах 46 горизонтов, выделенных в разрезах месторождений Котуртепе, Барсагельмес, Бурун, Куйджик, Окарем, Камышлджа, Гограньдаг и Кеймир, содержащие в одном коллекторе промышленные запасы нефти и свободного газа, из них 61 % приходится на долю месторождений Котуртепе и Барсагельмес.

ГНЗ, находящиеся в промышленной разработке, содержат 39,2 % начальных балансовых и 43,1 начальных извлекаемых запасов нефти, а также 55,2 начальных запасов свободного газа перечисленных месторождений. За прошедший период разработки доля балансовых запасов нефти уменьшилась до 35,1, а извлекаемых до 31,1 %.

Наиболее низкие продуктивные характеристики на всех указанных месторождениях имеют глубокозалегающие (3001-5000 м) ГНЗ нижнего красноцвета (НК), сложенные в основном алевролитами со значительным содержанием глинистого материала. Проницаемость продуктивных коллекторов этой толщи находится в пределах 0,02-0,05 мкм².

На месторождениях Котуртепе и Барсагельмес ГНЗ встречаются во всех стратиграфических комплексах от апшеронско-акчагыльских до нижнекрасноцветных отложений и наиболее выработанными являются залежи верхнего отдела красноцветной толщи, где продуктивные коллекторы сложены высокопроницаемыми песками и песчаниками. По остальным месторождениям ГНЗ отмечены только в разрезе НК.

Основные типы ГНЗ Юго-Западной Туркмении представлены на рис. 1. Из общего числа ГНЗ примерно половина имеет чисто газовую зону.

Своеобразная особенность многих из рассматриваемых залежей - относительно узкие зоны, насыщенные УВ. В частности, ширина чисто газовой зоны колеблется в пределах 100-2000 м, нефтегазовой - 100-1500 м, чисто нефтяной - 50-1500 м. Встречаются сравнительно узкие чисто нефтяные зоны, но они за короткий период разработки залежи превращаются в двух-, а иногда в трехфазную зону, где нефть, газ и вода также находятся в неуравновешенных состояниях (см. рис. 1, г).

Толщина нефтегазонасыщенности площади распространения каждой из форм расположения запасов нефти и свободного газа различна и колеблется в пределах 5-60 м.

Распределение ГНЗ по глубине залегания (Н) и соотношению газо- и нефтенасыщенных поровых объемов  приведено в таблице.

Где и- начальные балансовые запасы свободного газа и нефти.  и  - объемные коэффициенты для газа и нефти при начальном пластовом давлении.

Выяснилось, что 42 % рассматриваемых ГНЗ имеют объем нефтяной части больше газосодержащей, 12 практически одинаковые объемы обеих частей, а 46 общего числа ГНЗ характеризуются превышением объема газовой зоны над нефтяной. Наибольшее число залежей приходится на интервал глубин 2001-3000 м, для которого число залежей с  и  примерно совпадает. Выше этого интервала преобладают залежи, характеризующиеся превышением объема нефтяной зоны над газовой, а ниже - наоборот.

Глубина залегания залежей, содержащих около 92 % начальных балансовых и 96 начальных извлекаемых запасов нефти, а также 75 первоначальных запасов свободного газа, не превышает 3000 м. Текущая выработанность извлекаемых запасов нефти по ним около 71 %. Запасы свободного газа выработаны примерно на 48 %, что связано, во-первых, с опережающей разработкой нефтяных частей многих ГНЗ в условиях консервации газовой шапки и, во-вторых, с трудностями точного учета объема свободного газа, добываемого нефтяными скважинами. Доля начальных извлекаемых запасов нефти по ГНЗ, залегающим на глубинах более 3000 м, около 4 %. Для текущих извлекаемых запасов нефти этот показатель увеличивается более чем в 2 раза, но залежи содержат более 26 % начальных и 35 текущих запасов свободного газа ГНЗ.

Следует отметить, что содержание конденсата в газе в большинстве залежей колеблется от 50 до 200 г/см³. С увеличением глубины залежей содержание конденсата увеличивается.

Более половины как начальных балансовых, так и извлекаемых запасов нефти содержат залежи с проницаемостью пласта более 0,3 мкм². Однако выработанность извлекаемых запасов нефти по этим залежам довольно высокая - 79 %.

Специфическая особенность рассматриваемых ГНЗ - длительная разработка на естественном режиме истощения. Из выделенных 84 залежей 70 разрабатываются на естественном режиме и имеют различные сроки эксплуатации (от 1 до 30 лет). Только 14 ГНЗ эксплуатируются с применением приконтурного (законтурного) или площадного (избирательного) заводнения.

Многие залежи в начальной стадии представлены как чисто газовые или чисто нефтяные и разрабатывались с опережением отбора нефти из нефтяной части или свободного газа из газовой шапки без поддержания пластового давления. В процессе разработки выяснилось, что продуктивные коллекторы этих залежей содержат одновременно промышленные запасы нефти и свободного газа. Опережающий отбор нефти или свободного газа без воздействия извне привел не только к снижению пластового давления против первоначального, но и к перераспределению запасов флюидов в пластовых условиях. В зависимости от степени активности законтурной водонапорной области и газовой шапки сдвигались первоначальные водонефтяной и газонефтяной контуры. По отдельным ГНЗ перемещение этих контуров привело к существенному перераспределению запасов нефти и свободного газа и образованию трехфазной (водонефтегазовой) подвижной зоны.

Нами построены графики изменения во времени относительной добычи нефти из ГНЗ Юго-Западной Туркмении, объединенных по степени выработанности начальных извлекаемых запасов нефти в три группы (рис. 2): залежи с выработанностью запасов нефти менее 50 % (I группа), 50-80 (II) и более 80 (III).

Резкое снижение относительной добычи нефти из запасов с выработанностью менее 50 % в 1975 г. по отношению к 1970 г. связано в основном с переходом высокопродуктивных залежей верхнего красноцвета (ВК) западных участков месторождений Котуртепе и Барсагельмес по степени выработки запасов нефти во II группу. Снижение относительной добычи нефти из залежей II группы в дальнейшем объясняется истощением запасов залежей ВК этих месторождений и переходом большинства из них в III группу. Стабилизация относительной добычи нефти по I группе за этот период обусловлена вводом в разработку новых, относительно небольших по запасам нефти ГНЗ месторождений Бурун, Куйджик, Гограньдаг, Камышлджа и Кеймир. За последние годы наблюдается рост относительной добычи нефти по залежам III группы, и в 1988 г. она практически соответствовала добыче нефти по залежам I группы.

В настоящее время добыча нефти из ГНЗ рассматриваемого нефтегазоносного района сопровождается отбором значительного количества попутной воды. Около 80 % добычи нефти осуществляется из залежей с выработанностью запасов более 50 %.

Полигон распределения прогнозного коэффициента извлечения нефти (КИН) по ГНЗ Юго-Западной Туркмении приведен на рис. 3. КИН изменяется в достаточно большом диапазоне, что связано с многообразием типов ГНЗ и условиями их разработки.

По единичным высокопродуктивным залежам ВК месторождения Котуртепе прогнозные значения КИН достигают 0,6, а по отдельным ГНЗ с очень узкой нефтяной оторочкой месторождения Куйджик, на которой трудно разместить один ряд добывающих скважин, значение КИН не превышает 0,1. В большинстве ГНЗ величина КИН находится в пределах 0,2-0,4. Почти все рассматриваемые месторождения содержат ГНЗ со значениями КИН, попадающими в этот интервал.

Таким образом, на основании изучения типов ГНЗ Юго-Западной Туркмении и анализа их геолого-промысловых условий эксплуатации можно отметить следующее:

1. наличие в большом количестве тектонических нарушений способствовало образованию залежей разного типа;

2. наибольшее число ГНЗ приходится на интервал глубин 2501 - 3000 м, для которого число залежей с >1 и <1 примерно совпадает, выше этого интервала преобладают залежи, характеризующиеся превышением объема нефтяной зоны над газовой, а ниже - наоборот;

3. природный газ данных залежей с достаточно высоким содержанием конденсата (50-400 см³), причем оно увеличивается с возрастанием глубины залегания пластов;

4. большинство залежей имеют относительно узкие однофазные зоны;

5. отмечаются довольно узкие трехфазные зоны, где нефть, газ и вода подвижны;

6. залежи на глубинах ниже 3000 м (горизонты НК) сравнительно небольшие по запасам нефти и газа и характеризуются более низкой проницаемостью пластов;

7. газонефтяные залежи Юго-Западной Туркмении имеют сложное геологическое строение, и разработка их осуществляется в трудных условиях;

8. диапазон изменения КИН довольно широкий и по большинству залежей его прогнозное значение находится в пределах 0,2-0,4.

Abstract

The types of pools in the southwestern Turkmenia which contain simultaneously oil and free gas reserves of commercial interest are investigated in this paper. The results of the analysis of the geological-field conditions of exploitation are presented. Based on the above research, the principal types of gas-and-oil reservoirs and thier characteristics are provided.

Таблица

Интервалы глубин, м	Классы по
	<0,4	0,4-0,8	0,8-1,2	1,2-1,6	>1,6	Всего
1500-2000	7	1	1		1	10
2001-2500	1	3	-	-	3	7
2501-3000	12	6	6	1	16	41
3001-3500	5	-	1	-	4	10
3501-4000	-	2	-	1	3	6
4001-4500	-	1	1	-.	5	7
4501-5000	-	1	1	-	1	3
Всего	25	14	10	2	33	84

Рис. 1. Основные типы ГНЗ Юго-Западной Туркмении:

Тектонически-экранированные залежи: а - с водонефтяной и нефтегазовой зонами, б - с водонефтяной, нефтегазовой и чисто нефтяной зонами, в - с водонефтяной, нефтегазовой, чисто нефтяной и газовой зонами, г - с водонефтяной, нефтегазовой, чисто газовой и водонефтегазовой зонами, д - водоплавающая; Залежи: е- с водонефтяной, нефтегазовой и чисто нефтяной зонами, ж - с водонефтяной, нефтегазовой, чисто нефтяной и газовой зонами, 1, 2, 3 - нефть, газ, вода соответственно; 4 - тектонические нарушения (экран). А - Д - зоны водонефтяная, нефтегазовая, чисто нефтяная, чисто газовая, водонефтегазовая соответственно

Рис. 2. Графики относительной добычи нефти из ГНЗ с различной степенью выработанности начальных извлекаемых запасов по годам:

1, 2, 3 - группы ГНЗ I, II, III соответственно

Рис. 3. Полигон распределения прогнозного КИН по ГНЗ Юго-Западной Туркмении