Библиографическое описание:

Нурмамедли Ф. А. Геологические принципы создания ПХГ в действующих нефтяных месторождениях [Текст] // Науки о Земле: вчера, сегодня, завтра: материалы междунар. науч. конф. (г. Казань, май 2015 г.). — Казань: Бук, 2015. — С. 47-53.

Накопленный опыт использования процесса газовой репрессии, проводимый для увеличения нефтеотдачи пластов и перевода залежи в дальнейшем на режим циклической эксплуатации подземного хранения газа (ПХГ) даёт возможность применить разновидность указанного процесса также в газонефтяных и нефтяных месторождениях Азербайджана. В случае подземного хранения углеводородов (УВ), когда через нефтяной пласт проходит большое количество закачиваемого газа, то объём вытесняемой, а также растворённой в газе пластовой нефти становится значительным и нефтеотдача существенно увеличивается. В свете этого рассмотрены вопросы, связанные с выбором благоприятных объектов для создания в перспективе ПХГ на базе разрабатываемых нефтяных пластов отдельных месторождений республики в перспективе. При этом создание искусственной газовой залежи и дальнейшая циклическая эксплуатация её в режиме ПХГ позволяет решить вопрос регулирования неравномерности газопотребления [1].

Следует отметить, что СевКавНИПИнефтью совместно с АзНИПИнефть составлена технологическая схема разработки и повышения нефтеотдачи ряда месторождений. При этом обоснованы исходные данные, расчётная модель для составления технологической схемы и способ повышения нефтеотдачи пластов, определены технологические показатели двух вариантов разработки указанных месторождений путём нагнетания газа под высоким давлением и базового варианта на режиме истощения.

В свете этого нами рассмотрены вопросы, связанные с выбором в будущем благоприятных объектов для создания ПХГ на базе разрабатываемых нефтяных месторождений Азербайджана, что является основой в проведении исследований по выдаче исходных данных для составления технологической схемы создания ПХГ. При этом создание искусственной газовой залежи и дальнейшая циклическая эксплуатация её в режиме ПХГ позволяет в определенной степени увеличить нефтеотдачу и решить вопрос регулирования неравномерности газопотребления региона.

Нефтяное месторождение расположено в 105 км от г. Баку. Это месторождение находится между антиклинальными поднятиями на севере и на юге. С востока месторождение примыкает к равнине, протягиваясь до поднятия. Продуктивная толща, являясь основной нефтегазонасыщенной частью всего разреза месторождения, вскрыта большинством глубоких разведочных и добывающих скважин, расположенных на различных тектонических блоках структуры. Наиболее полно освещены основные нефтегазоносные V, VI и VII горизонты ПТ.

V горизонт более песчанистый, чем вышележащие горизонты. В кровле его залегает песчаная пачка мощностью 30–35м, а средняя часть разреза состоит из чередования тонких пластов глин. В подошве V горизонта залегают глинистые пласты мощностью 10–15м. V горизонт по сравнению с верхним горизонтом размыт на небольшой площади в пределах только свода структуры. Мощность V горизонта составляет в среднем 206м. VI горизонт более песчанистый, чем V горизонт. Разрез горизонта начинается с песчаной пачки мощностью 45–50м. Средняя часть разреза глинистая, а в нижней части залегают три песчаные пачки. Мощность VI горизонта в среднем составляет 206м. VII горизонт представлен чередованием песчаных и отдельных глинистых пластов. Мощность VII горизонта составляет 126м.

Складка осложнена большим числом продольных, поперечных и радиальных нарушений сбросового характера, образующих клинообразные тектонические блоки. Эти нарушения оказали определенное влияние на распределение залежей нефти и газа по разрезу площади. Главными из этих разрывов являются продольные нарушения, которыми структура разбита на северо-восточное, юго-западное крылья и центральную приосевую зону. Последняя, зажатая продольными разрывами, на всем протяжении складки является опущенной и наиболее приподнятой частью её является северо-восточное крыло.

Ввиду того, что для целей создания ПХГ на исследуемой площади рекомендуется использовать разрабатываемые нефтяные залежи V, VI и VII горизонтов ПТ, приуроченных к отдельным тектоническим блокам структуры, ниже вкратце остановимся на нефтегазоносности этих горизонтов. Нефтегазоносность V горизонта установлена в 9 тектонических блоках, причем в блоках 3, 5, 8в залежи нефти экранируются со всех сторон тектоническими нарушениями, а в остальных блоках они экранируются нарушениями, но имеют внешние контуры нефтеносности. Кроме этого, в блоках 4 и 8 первоначально имелась и газовая шапка. Нефтегазоносность горизонта, в основном, приуроченная к средней и нижней частям разреза, во всех блоках установлена на основе данных опробования скважин. Наиболее продуктивным оказался V горизонт в блоках 8 и 8в. В первом из них были получены довольно высокие суточные дебиты газа 150–530 тыс.м3 и конденсата 45–67 т.

VI горизонт является наиболее нефтегазонасыщенным из всего разреза ПТ. Нефтегазоносность его установлена в 11 тектонических блоках, причем в блоках 3, 5, 7 залежи ограничены со всех сторон тектоническими нарушениями. В южном направлении по юго-западному крылу разрез VI горизонта становился более нефтенасыщенным, охватывая значительную часть его толщины. Северная часть 4 блока, также как и по другим горизонтам из-за наличия населенного пункта не разбурена, но нефтенасыщенность её не вызывает сомнений. В опущенном присводовом блоке 8в нефтеносность горизонтов установлена данными опробования скважин.

VII горизонт является также одним из основных объектов разработки и разрез его полностью вскрыт небольшим числом скважин. VII горизонт нефтеносен в блоках 3, 4, 5, 6, 6а, 8, 11, причем залежи нефти в них тектонически изолированы. В 6 блоке в результате опробования скважин установлено наличие газовой шапки. Скважины вступили в эксплуатацию с суточными дебитами 10–75 тыс.м3 и газа и 12т конденсата.

Месторождение характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), превышающее гидростатическое давление в среднем на 20 %. Так, начальное пластовое давление по залежам V горизонта в среднем составляло 44,8 МПа, по залежам VI горизонта-48,6 МПа и VII горизонта-52,5 МПа. Месторождение характеризуется значительной блочностью структур. В отдельных случаях нефть расположена в повышенных частях структуры и не имеет контакта с контурными водами. В других случаях, когда залежи, приуроченные к отдельным тектоническим блокам, контактируют с контурными водами, в процессе разработки из-за низких фильтрационных свойств нефтевмещающих пород не отмечено особое их продвижение в продуктивную часть пластов.

В целях решения поставленной задачи наибольший интерес могут представить разрабатываемые нефтяные залежи V, VI и VII горизонтов ПТ в пределах отдельных блоков структуры месторождения. Эти объекты полностью удовлетворяют всем требованиям, которые необходимы для закачки газа под высоким давлением в целях создания ПХГ. Основные принципы выбора объектов для решения этой задачи несколько отличаются от таковых при выборе объектов под ПХГ на базе истощенных нефтегазовых залежей. Последние дополняются необходимыми геологическими критериями для проведения закачки газа под высоким давлением. В целом они сводятся к следующим:

-        залежи по своему типу относятся к пластовым, тектонический-экранированным. Формы залежей подчинены формам структурных ловушек. Наличие же значительного числа нарушений различного характера и направления позволяет отнести эту структуру к высокой степени разбитости. Герметичность нарушений не вызывает сомнений, т. к. во-первых, блоки являются совершенно изолированными, на что указывает различный характер и степень их газонефтеводонасыщенности и, во-вторых, создаваемое максимальное давление в целом по залежи окажется значительно ниже, чем первоначальное пластовое давление, при котором сформирована залежь;

-        геолого-физические особенности объектов вполне удовлетворяют необходимым требованиям. Коллекторы, сложенные чередованием песков, песчаников, глинистых песков с прослоями глин, являются однородными. Они характеризуются поровым типом и проницаемость изменяется в пределах 19–28·10–3 мкм2. Вязкость пластовой нефти в 2,5–3,5 мПа·с находится ниже предела необходимого значения (10 мПа·с), а водонасышенность коллекторов в 35 % также удовлетворяет необходимому условию (60 %). Что касается эффективной нефтенасыщенной толщины объектов, то эти значения соответствуют необходимым условиям при существующем залегании продуктивных горизонтов (8–24о);

-        степень разбуренности продуктивных частей пластов в пределах отдельных тектонических блоков структуры определяется небольшим количеством добывающих скважин, как пробуренных для разработки этих горизонтов, так и возвращенных из нижезалегающих горизонтов;

-        степень выработанности залежей, как в пределах отдельных тектонических блоков, так и в целом по горизонтам очень низкая и в среднем составляет 6,2–7,8 % от начальных балансовых запасов нефти;

-        герметичность залежей обеспечивается наличием в подошвенных частях каждого из вышезалегающих горизонтов довольно мощных глинистых пачек толщиной 30–45м;

-        разработка нефтяных залежей в пределах отдельных тектонических блоков структуры осуществляется при малоэффективном режиме растворенного газа. Продвижение контурной воды в процессе разработки залежей по одним блокам вообще не отмечалось, а по другим являлось незначительным. Это позволяет в дальнейшем использовать под закачку газа эффективный максимальный объем порового пространства;

-        текущие давления по залежам и глубины залегания продуктивных объектов позволяют проведение закачки газа под высоким давлением.

Из всех газонефтенасыщенных блоков предпочтение отдавалось таким, по которым запасы нефти, подсчитанные в основном по категориям В+С1 оказались наибольшими. Так, например, по V горизонту ПТ предложено использовать под создание ПХГ 6 тектонических блоков, балансовые запасы нефти каждого из которых превышают 0,8 млн. т. По VII горизонту ПТ наибольшие балансовые запасы нефти содержатся в пределах 5 блока.

Резюмируя, отметим, что регулирование неравномерности газопотребления, повышение надёжности газоснабжения, обеспечение транзитно-экспортных поставок природного газа немыслимо без создания и эксплуатации подземных хранилищ газа, являющихся основными звеньями единой газотранспортной системы страны. Повышение рентабельности эксплуатации ПХГ за счёт воздействия на процессы закачки-отбора газа, путём эффективного и своевременного контроля за технологическими параметрами пластов, является актуальной задачей и имеет практическую значимость.

Предложен новый метод создания ПХГ в слабопроницаемом нефтеносном пласте, охваченном процессом газовой репрессии. Рассматриваются геологические принципы создания ПХГ в действующих нефтяных месторождениях. За счет цикличности процесса нагнетания и отбора газа можно в отдельные периоды газопотребления высвободить дополнительные ресурсы газа для нужд народного хозяйства с компенсацией суммарного отбора объему закачки газа в периоды спада в газопотреблении.

 

Литература:

 

1.      Разработать и проверить в опытно-промышленных условиях возможности создания и эксплуатации ПХГ на базе выработанных и действующих нефтяных месторождений. Этап Т.1. Выполнить комплекс НИР по изучению истощённых и действующих нефтяных месторождений Северного Кавказа и Закавказья для выбора объектов ПХГ/. С. Н. Бузинов, К. Д. Кичиев и др. Фонды ВНИПИГаза, Баку, 1987.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle