Анализ состояния разработки XIII горизонта месторождения Газли



В настоящее время технологии добычи нефти и газа на нефтегазовых месторождениях с нефтяными оторочками не в состоянии полностью обеспечить потребность народного хозяйства Республики в нефтепродуктах. Текущие темпы добычи нефти на рассматриваемых месторождениях остаются на низких уровнях, имеют место прорывы газа и воды в продукцию нефтедобывающих скважин. Из-за этого большинство эксплуатирующиеся нефтегазовые скважины переводятся в консервацию или ликвидируются.

В связи с этим, возникает необходимость поиска новых решений по технологии добычи и проектированию разработки остаточных запасов нефти месторождений, к которым относятся рассматриваемые нефтегазовые залежи XIII горизонта месторождения Газли.

Учитывая вышесказанное, целью настоящей работы является поиск новых технологических решений добычи, направленных на дополнительное извлечение нефти из XIII нефтяного горизонта месторождения Газли (пласты XIII-B, XIII-Г, XIII-Д) [1].

Кроме того, создание ПХГ в этом горизонте происходит не путем наращивания объемов хранения газа в Республике Узбекистан, то есть предлагается проектный активный объем хранения газа в 3 млрд. м³ распределить между объектами месторождения Газли следующим образом:

IX горизонт — 2,2 млрд. м³ активного газа, достигнутого к настоящему времени; XIII горизонт — 0,8 млрд. м³ активного газа, проектируемого ПХГ.

При этом, ожидаемое увеличение добычи нефти из XIII горизонта месторождения Газли будет результатом, как создания ПХГ, так и бурения новых нефтяных наклонно-направленных скважин, и что не менее важно, внедрения ряда прогрессивных технологий, способствующих более полному извлечению оставшейся нефти.

Отличительными особенностями месторождения являются небольшие глубины залегания продуктивных пластов, высокая продуктивность отдельных коллекторов, отсутствие в газе агрессивных компонентов, невысокое содержание углеводородного конденсата, присутствие наряду с крупными залежами природного газа небольших газонефтяных пластов.

В настоящее время на базе IX истощенного газового горизонта функционирует подземное хранилище газа. Истощенные газовые горизонты (X, Х1+Х1а, XIII) практически не эксплуатируются.

Складка XIII горизонта представляет ассиметричную антиклиналь субширотного простирания. Антиклинальное строение прослеживается по всем пластам и слоям XIII горизонта. В центральной части складки наблюдается прогиб с амплитудой 50 м. Этот прогиб разделяет складку на два неравных купола: западный и восточный. Промышленные запасы нефти приурочены только к западному куполу [2].

Западный купол имеет широтное простирание. Размеры западного купола по горизонту XIII-В 7x3,5 км, высота-50 м (рис 2.1).

Продуктивный горизонт XIII приурочен к нижнемеловым отложениям и представлен красноцветной толщей переслаивающихся песчаников, алевролитов и глин. Толщина XIII горизонта в пределах 120–160 м. Глинистыми прослоями, являющимися непроницаемой пачкой, горизонт расчленен на 6 пластов (сверху вниз): XIII-А, XIII-Б, XIII-В, XIII-Г, XIII-Д, XIII-Е (табл.1).

XIII горизонт состоит на 6 продуктивных пластов: А, Б, В, Г, Д и Е, отделенных друг от друга в пределах западного купола непроницаемыми глинистыми покрышками.

Мощность XIII горизонта изменяется по площади от 95 до 180 м. Минимум мощностей наблюдается в центре восточного купола, максимум-на западном куполе. В пределах Газлинского месторождения по XIII горизонту могут быть выделены литологические зоны. Почти весь восточный купол располагается в пределах песчаной зоны, представленной главным образом песчаниками, алевролитами, изредка в нижней части, гравелитами и мелкогалечными конгломератами [3].

Над пластом XIII-В не проницаемая глинистая покрышка, мощностью 3,5–5,0 м, четко прослеживающаяся в пределах западного купола, отделяющая чисто газовые залежи пластов XIII-А и XIII-Б от ниже лежащих газонефтяных залежей. Пласт XIII-В представлен 2–3 слоями тонкозернистых, плотных песчаников, сливающихся в восточной части в единый пласт. Мощность пласта XIII-В пределах западного купола 10–16 м, в прогибе между западном и восточным куполами он сообщается с пластом XIII-Г.

Коллекторские свойства пород, слагающих пласт XIII-В, изучались по 22 скважинам. Однако, породами-коллекторами, отобранными в пределах контура газоносности, оказались 59 образцов.

Средние параметры пластов-коллекторов, составляющих пласт XIII-В, следующие;

пористость открытая- 23,0 % + 4 %

газопроницаемость- 145 милли дарси

коэффициент газонасыщенности 0,60 + 0.1

начальное пластовое давление- 118,3 кг/см

начальная пластовая температура +63°С

Пласт XIII-Г представляет собой толщу переслаивания маломощных (1–3 м) слоев мелкозернистых песчаников, известковистых алевролитов, глин и переходных от одних типов пород к другим. Глинистая непроницаемая покрышка над пластом XIII-Г в пределах западного купола изменяет свою мощность от 3 до 6 м.

Мощность пласта XIII-Г в пределах складки составляет 12–28 м. Максимум мощности приурочен к западному куполу, минимум — к центральной части. На северо-западном погружении складки, в центральной части южного крыла и на северо-востоке, непроницаемый раздел между пластами XIII-Г и XIII-Д отсутствует. Здесь эти часты, сообщаются друг с другом. Коллекторские свойства пород-коллекторов, слагающих пласт XIII-Г, изучались по 232 образцам, отобранным из 21 скважины [4].

Среднее данные для пластов-коллекторов, по данным 125 образцов пород коллекторов, отобранных внутри контура газоносности, следующие:

пористость открытая- 23,0 %

газопроницаемость600 милли дарси

коэффициент газонасыщенности 0,68

начальное пластовое давление118,4 кг/см

начальная пластовая температура + 63°С.

Непроницаемая крышка над пластом XIII-Д представлена глинами и глинистыми алевролитами. Слой глин прослеживается неуверенно, на значительных участках в пределах западного (за контуром газоносности) и восточного куполов он исчезает. Мощность его изменяется от 0 до 60 м.

Пласт XIII-Д представлен многослойной красноцветной толщей песчаников, алевролитов и глин со всеми переходами между этими породами. Мощность песчаных слоев пласта XIII-Д весьма разнообразная от дециметров до 5–6 метров. Количество и мощности глинистых и алевролитовых прослоев весьма переменчивы. В восточной части складки эти прослои почти полностью исчезают и здесь пласт XIII-Д представлен 1–3 сравнительно мощными слоями песчаников.

Мощность пласта XIII-Д изменяется от 15 до 23 м и заметно уменьшается на север. Максимум мощности приурочен к своду западного купола. На большой части западного купола непроницаемый раздел между пластами XIII-Д и XIII-E отсутствует и здесь эти пласты сообщается между собой.

Коллекторские свойства пород коллекторов пласта XIII-Д, по данным 48 образцов следующие:

пористость открытая22,5 %

газопроницаемость315миллидарси

коэффициент газонасыщенности0,66

начальное пластовое давление119,0 кг/см²

начальная пластовая температура + 63°С.

Газ месторождения Газли в основном состоит из метана и его гомологов. Содержание углекислоты и азота определяется десятыми долями процента. Гелий и другие инертные газы присутствуют в количестве не более 0,02 % объема. Наблюдается закономерность увеличения с глубиной содержания в газе тяжелых углеводородов. Относительный удельный вес газа изменяется по толще месторождения от 0,573 до 0,605. Содержание СО₂ и H₂S в составе газа (нефти) основных продуктивных горизонтов приведено ниже:

Таблица 1

Компоненты	VIII	IX	X	XI	Х1-А	XII	XIII-А газ	XIII-Б газ	XIII-В газ/нефть	XIII-Г нефть	XIII-Д нефть
С02, %	0,10	0,14	0,31	0,3–0,7	0,29	0,27	2,1	0,5–2,1	0,3–1,5/ 0,07–0,3	0,2–1,4	0,1–0,4
H2S, %	следы	следы	следы	нет	0,06	0,02	0,026	0,04	0,04/0,5	0,3	0–0,1

Содержание конденсата в пластовых газах IX и X горизонтов весьма незначительное и не превышает нескольких г/см³, поэтому природный газ IX и X горизонтов признается как практически сухой, углеводородный газ.

К газоконденсатным относятся залежи природного газа XI, Х1-а, XII и XIII горизонтов. Характеристики конденсата XI, Х1-а, XII и XIII горизонтов близки между собой. Содержание конденсата в пластовых газах — 16,6 г/м³. По своему составу конденсат является бессернистым и малосернистым (0,01–0,013 % вес). Нефть XIII горизонта является легкой, малосернистой и малосмолистой [5].

Основной причиной более низких фактических объемов добычи нефти является меньшее, в сравнении с проектом, количество нефтегазодобывающих скважин. В то же время скважины эксплуатировались с повышенными депрессиями на пласт, что приводило к ускорению прорыва к их забоям газа из вышезалегающей газовой шапки и подстилающей пластовой воды и преждевременному выходу из эксплуатации. Для повышения эффективности извлечения остаточных запасов были проведены теоретические и экспериментальные исследования [6].

Результаты этих исследований, подтвержденные практикой эксплуатации ПХГ, созданных на базе выработанных нефтегазовых пластов, указывают на возможность эффективного извлечения остаточных запасов нефти XIII горизонта путем организации циклической закачки в него сухого газа. То есть создания на его базе ПХГ, активный объем которого дополнит активный объем существующего ПХГ IX горизонта до его проектного значения — 3 млрд. м³.

Литература:

1. Абидов А. А., Холисматов И..Х. ва бошқ. Нефть ва газ геологининг амалий қўлланмаси. Тошкент. Фан, 2013 й.
2. Богданов А. Н. Изученность территории Бухаро-Хивинского региона как фактор, влияющий на эффективность подготовки объектов. Узбекский журнал нефти и газа. № 3, 2013, с. 25–28.
3. Абдуллаев Г. С., Евсеева Г. Б. Литолого-фациальные особенности, геологическое строение и перспективы нефтегазоносности юрской терригенной фармации северо-западныой части Чарджоуской ступени. Узбекский журнал нефти и газа. № 1, 2014, с. 16–22.
4. Сидикходжаев Р. К. Анализ текущего состояния разработки нефтяных оторочек XIII горизонта месторождения Газли и выработка рекомендаций по совершенствованию дальнейшей эксплуатации. Ташкент, 2002 г. фонды ОАО «УзЛИТИнефтгаз».
5. Мискевич Р. Е. Экспериментальные исследования растворимости конденсата, выделившегося в пласте. «Газовая промышленность». М., 2006г., № 4.
6. Абидов А. А. «Современные основы прогноза и поисков нефти и газа». Ташкент. Фан, 2012 г.