Библиографическое описание:

Нурмамедли Ф. А. Геолого-физические основы создания искусственной газовой шапки в высокопроницаемом нефтеносном пласте // Молодой ученый. — 2014. — №16. — С. 140-141.

Предлагаемым мероприятием является внедрение циклического способа эксплуатации скважин, расположенных в пределах центрального части: в период значительного возрастания газопотребления региона рекомендуется форсировать отбор скважин с тем, чтобы увеличить их дебиты примерно в два раза. Если исходить из существующих суммарных отборов нефти, то в зимний период, особенно в период больших пиковых спросов на газ, можно увеличить суммарные суточные отборы газа из скважин путём увеличения диаметра штуцеров. В летнее время, в период значительного спада газопотребления, отпоры из указанных скважин следует резко сократить, а чисто газовые скважины временно не эксплуатировать. Таким образом, в течение первого периода подготовки указанной залежи к ПХГ (Подземных Хранилищ Газа) её необходимо эксплуатировать на режиме регулятора без ППД. Дальнейшие работы по подготовке этой залежи к созданию ПХГ связаны со снижением пластового давления, бурением на своде залежи первоочередных двух нагнетательных скважин, с установкой компрессоров с целью опытно-промышленного нагнетания газа в газовую зону залежи. Опытно-промышленное нагнетание газа в пласт также предусматривается осуществлять циклически: максимально возможные объёмы закачки в пласт в летнее время и полное прекращение нагнетания газа в периоды пиковых спросов на газ.

В соответствии с этим в летнее время в образовавшуюся вторичную газовую шапку будут нагнетаться избытки природного газа, а в зимнее время роста газопотребления, наоборот, из газовой зоны залежи будет отбираться часть закачанного в пласт газа. Создание подобной «пульсирующей» газовой шапки, наряду с решением проблемы неравномерности газопотребления, окажет положительное влияние на процесс разработки самой нефтяной залежи. Предложение предусматривало создание в присводовой части восточного купола Патардзеули нефтяного месторождения Самгори-Патардзеули искусственной газовой шапки и её циклическую эксплуатацию на режиме ПХГ.

Самгорская площадь расположена в 33 км к северо-востоку от г. Тбилиси. Площадь имеет сглаженный и равнинный рельеф, с абсолютной отметкой (амплитуда скважин) над уровнем моря в среднем +800м. Нефтяное месторождение Самгори-Патардзеули приурочено к антиклинальной складке. По кровле отложений среднего эоцена она представляет собой сложно построенную структуру, состоящую из трех куполов — западного (Самгори), южного и восточного (Патардзеули). Патардзеульский купол приподнят относительно Самгорского на 300–400м. Если наклон южного крыла на западном куполе (Самгори) составляет 25о, северного от 11о в присводовой части до 7–8о на погружении, то на восточном куполе (Патардзеули) наклон южного крыла составляет 45–50о, северного-15о. В связи с указанным обстоятельством высота нефтяной залежи на куполе Патардзеули значительно превышает высоту залежи Самгори.

В пределах рассматриваемого месторождения вскрыты отложения палеоцена, эоцена, майкопской свиты и акчагыльского яруса. Основным продуктивным объектом ПХГ является туфогенно-осадочная толща среднего эоцена. В основании этой толщи залегают сланцы, мергели с прослоями туфогенных песчаников. Мощность среднеэоценовых отложений на этой площади составляет 660–700м. Разрез верхнего эоцена представлен глинами, песчаниками, аргиллитами и известняками. В нижней части верхнего эоцена выделяются плитчатые битуминозные глины нафтлугской свиты, надежно изолирующих залежи среднего эоцена. Общая мощность верхнего эоцена составляет порядка 1000–1200м. Отложения майкопской серии сложена глинами с редкими прослоями песчаников, мощность-900–1200м.

Продуктивные отложения представлены вулканогенно-осадочными трещиноватыми породами. Кровля их на восточном куполе Патардзеули составляет 2200м (абсолютная отметка-1500м), на куполе Самгори 2500м (абсолютная отметка-1800м). Начальное положение ВНК оценивалось абсолютной отметкой-2100м. Таким образом, высота залежи на восточном куполе Патардзеули составляет порядка 600м, на куполе Самгори-300м. Залежь относится к массивному типу. В отложениях туфогенно-осадочной толщи среднего эоцена выявлена высокодебитная залежь нефти со значительным этажом нефтеносности. Коллектор среднего эоцена имеет сложное строение и относится к порово-трещинному типу. Основная масса туфогенных пород разбита системой микротрещин, определяющих ёмкостные и фильтрационные свойства среднеэоценовых отложений. По данным исследования физических свойств кернов среднеэоценовых отложений пористость насыщения изменяется в пределах от 0,5 до 13,7 %. По данным СевКавНИПИнефть относительно высокие значения пористости насыщения (>8 %), по-видимому, обусловлены наличием пор выщелачивания и открытых трещин. Нефтенасыщенность, определенная люминесцентным способом изменяется от 2 до 9 %. По данным промысловых исследований проницаемость продуктивной толщи составляет 74·10–3 мкм2 (в среднем). Проницаемость матрицы пород составляет 1·10–3 мкм2. С учётом этих данных начальные депрессии в скважинах составляют 0,7–2,0 МПа, а забойные давления 19,7–21 МПа [1, 2].

Малые значения пористости насыщения, слабая насыщенность матрицы пород углеводородами, наличие большого количества трещин с примазками нефтяного битума, полученные в скважинах фонтанных притоков нефти, характер поглощения промывочных жидкостей в процессе бурения позволяют считать, что толща среднеэоценовых отложений представляет собой коллектор порово-трещинного типа с редкими тонкими пропластками трещиновато-пористого коллектора. В основном, значения трещинной пористости колеблются в пределах 0,4–0,75 % [3].

Возможности порово-трещинных коллекторов с точки зрения создания в них ПХГ изучены слабо. Но поскольку и в карбонатных и в туфогенных породах доминирующую роль играет трещиноватость, то особенности присущие карбонатным коллекторам можно распространить и на вулканогенные породы. Оценивая с указанных позиций геологические и технологические условия создания ПХГ в трещинных среднеэоценовой туфогенно-осадочной толщи месторождения Самгори-Патардзеули можно отметить следующее: залежи по своему типу относятся к массивным в структурных выступах. Форма залежей подчинены формам структурных ловушек. Большая амплитуда складки и высота залежи в 600 м при значительных углах падения обеспечивает возможность хранения крупных объёмов газа; литологическая характеристика среднеэоценовой туфогенно-осадочной толщи является вполне удовлетворительной, т. к. важным преимуществом трещинных коллекторов является высокая проницаемость, дающая возможность обеспечить значительные суточные отборы газа при относительно небольшом числе добывающих скважин; создание ПХГ в коллекторах трещинного типа обеспечивают полную их устойчивость при образовании значительных депрессий на пласт; отсутствие в пределах рассматриваемых куполов каких-либо тектонических нарушений позволяет считать каждую из площадей вполне герметичной; подземная ёмкость характеризуется достаточными размерами и обеспечивает хранение необходимого объёма природного газа.

Литература:

1.      Выбор параметров для подсчёта запасов нефти неоднородных отложений среднего эоцена Самгори-Патардзеульского месторождения Грузинской ССР/. А. Г. Лалиев, Г. Н. Никурадзе, В. Б. Гвенетадзе и др. НТС Нефтегазовая геология и геофизика. Москва, 1978, № 5, с.21–22.

2.      Китовани Ш. К. Коллекторы вулканогенов среднего эоцена Притбилисского района. В кн.: Коллекторы нефти и газа на больших глубинах. Москва, 1978, с.71–73.

3.      Коллекторские свойства горных пород нефтяного месторождения Самгори (Грузия) по результатам исследования кернов. М. С. Багов и др. Труды СевКавНИПИнефти. Грозный, 1979, вып.30, с.64–67.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle