В статье рассматриваются геолого-технологические особенности разработки Х горизонта газоконденсатного месторождения Бахар. С этой целью собраны и систематизированы материалы фонда скважин, текущие дебиты скважин, технологические показатели разработки, давления в эксплуатационных скважинах и зонах воздействия и т. д. На основе проведенных анализов выявлено, что фонд скважин по горизонту значительно сократился, а суточная добыча скважин снизилась из-за уменьшения энергии пласта. В работе рекомендованы ряд целесообразных предложений для обеспечения оптимальной работы скважин.
Ключевые слова: месторождения, скважина, зона нефтеносности, газоконденсат, запасы нефти и газа, добыча, темп разработки
В первые годы развития нефтяной промышленности были открыты «чистые» нефтяные месторождения, пробуренные в диапазоне глубин 1500–2000 м. В дальнейшем, при бурении скважин, происходило более частое обнаружение газовых и газоконденсатных месторождений на глубинах 3000–6500 м. Роль этого вида углеводородов в топливно-энергетическом комплексе огромна. Следует отметить, что в Азербайджане разведано большое количество газоконденсатных месторождений (Гарадаг, Бахар, Джануб, Шах Дениз и др.) [1–3].
Поскольку в природе мало подобных месторождений, поэтому не существует идентичного способа освоения запасов. Для того чтобы добывать нефть, газ и конденсат, надо чтобы система разработки добычи учитывала и основывалась на анализе природных условий района месторождения. Этот процесс очень сложный и ответственный сам по себе и определяет эффективность работ на месторождениях. Таким образом, необходимо создать систему разработки, обеспечивающую добычу углеводородов и регулирующую их динамику за счет использования комплексных геологических, технологических и технических мероприятий. Эти системы на газовых и газоконденсатных месторождениях требуют максимального использования их запасов, как и на нефтяных месторождениях. Для удовлетворения этой потребности должны быть разработаны соответствующие проекты развития. Поскольку разработка газовых и газоконденсатных месторождений требует решения общих и конкретных вопросов, следует изучить их свойства эксплуатации.
В статье анализируются геолого-технологические характеристики газоконденсатного месторождения Бахар. В связи с этим, из литературы и соответствующих источников было собрано и систематизировано достаточное количество материалов.
Площадь Бахар находится на расстоянии 20–22 км к югу от о.Песчаный и в 35–40 км к юго-юго-востоку от г.Баку и входит в состав крупной центральной антиклинальной зоны Апшеронской области, где с севера на юг расположены известные нефтяные месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы, Сураханы, Карачухур и Песчаный-море. К юго-востоку от площади Бахар расположено месторождение Шах-Дениз. Месторождение Бахар открыто в 1969 году. Продуктивными горизонтами являются Балаханская свита, свита перерыв, надкирмакинская глинистая, под кирмакинская свита. Здесь продуктивные горизонты расположены на глубине 4330–4900 м. Месторождением в настоящее время управляет Bahar Energy Operating Company. Из 17 действующих скважин в разработке находятся 9 скважин. Ежедневно добывается 350–360 тыс. м3 газа и 20 тонн конденсата.
С тектонической точки зрения структура имеет брахиантиклинальное строение. Разрыв, проходящий через западную часть, сложен продольными трещинами 1 и 2, 3, 4, 5, 6. Залежь разделена на несколько блоков. В центральной части блоки I, II, III, а на западе блоки IV, V, VI, VII.
В исследовании проанализированы особенности разработки X горизонта. Мощность горизонта составляет 133 м, в разрезе участвуют, на 70 %, песчано-алевритовые слои. Толщина глинистых прослоев составляет 10 м. Горизонт делится на два эксплуатационных объекта: Х верхи и Х низы. Запасы объектов рассчитываются отдельно. Соответственно их толщина составляет 60,63 м. Около 70 % общих подтвержденных геологических запасов относятся к горизонту Х низы. Запасы углеводородов месторождения были рассчитаны в 1971, 1973, 1985, 1992, 2004 годах.
Горизонт Х низы начал разрабатываться в 1970 году со скважин № 8, 14 на блоках I и III. II блок введен в разработку скважиной № 27. В 1970–1978 годах освоение горизонта началось приконтурными скважинами. В последующие годы в разработку были включены газоконденсатные скважины (№ № 129, 83, 145 176 148). В 1970–1983 годах из территории I блока добыто 1 млрд куб.м газа и 180 тыс. т. конденсата.
Нефтяная площадь I блока была введена в эксплуатацию в 1980 году скважиной № 8, с суточным дебитом 205 т/сутки — 75 т/сутки. А в 1981 году нефтяная площадь эксплуатировалась двумя скважинами (№ № 122 и 8). С 1985 года в этом блоке из скважины № 8 (горизонт Хн) получили конденсат, а из скважины № 74 — нефть и конденсат (горизонт Хв).
II блок стал разрабатываться в 1972 году скважиной № 27, которая давала нефть 138 т/сут, газ — 19 000 м3/сутки, а через некоторое время спустя (1975 г.) в верхней части месторождения, скважина № 4 работала среднесуточными дебитами, которые составляли: газ-585 тыс. м3/сут, нефть-100 т/сут. Месторождение эксплуатировалось 8 скважинами (№ № 129, 83, 169, 148, 27, 48, 176, 145).
Газоконденсатная зона горизонта Хн начала эксплуатироваться с 1971 года, а к 1978 году годовая добыча газа увеличилась от 125 млн. м3 до 708 млн. м3. Максимальная добыча конденсата в 1976 году составила 91 т. тонн. В 1978 году добыча на месторождении начала снижаться. Темпы разработки велись неравномерно. В первые годы использование запасов увеличилось с 3,0–3,7 % до 6–10 %, а в 1985 году оно сократилось до 5 %. Добыча газа осуществлялась в 3 блоках.
С 1969 года II блок Хв горизонта вступил в разработку скважиной № 11, в 1971 году — первый блок горизонта, а в 1974 году третий блок.
Нефтегазоконденсатные зоны на I блоке разрабатывались одновременно. На месторождении эксплуатировалось 8 скважин: начальная суточная добыча газа составляла 525 тыс. м3/сут, нефти — 128 т/сут, а газоконденсатный фактор достигал 4100 м3/т. В течение периода эксплуатации 4 скважины (№ 40,62,57,106) были возвращены на верхние горизонты и использовались для предотвращения дегазации нефтяной зоны. Нефтяная зона эксплуатировалась 6 скважинами.
Добыча из скважин, начатых на II блоке, составила 1149 тыс. м3/сут — газа, 129 т/сут — конденсата, штусерное давление — 16–10–12 мм, буферное давление — 21,8 МПа. Высокая добыча продлилась 5 лет и впоследствии, в 1982 году, была снижена.
В III блоке добыча газа из скважины № 16 в 1974–1978 гг. составляла 650 000 м3/сут, конденсата — I блока 120–140 т/сут., а впоследствии снизился до 29,7 т/сут.
Невозможно сказать, что высокие коэффициенты газоотдачи в блоке I обусловлены тем, что газ поступает из блока II. Во II блоке разработка добычи газа велась высокими темпами и составила 4,3 млн м3, в 1974–1978 гг. в III блоке работала скважина № 16. Здесь газоконденсатные и нефтяные зоны разрабатывались одновременно. В 1976 году скважина была временно закрыта, а в 1983 году — скважина № 141 вступила в экплуатацию. По состоянию на 01.08.1986 года общая добыча нефти составила 25, 6 тыс. тонн, растворенного газа -7,2 млн. м3, воды — 105,3 тыс. м3.
Добыча газа велась в 3 блоках. В I блоке извлечено 1273 млн. 197 тыс. м3/т конденсата. В 1978 году добыча газа на II блоке увеличилась с 29,3 млн. м3 до 463 млн. кубометров. Максимальный прирост конденсата (65 тыс. тонн) совпадает с 1976 годом.
Для поддержания пластового давления в 1987 года были применены методы закачки воды.
В целом эксплуатация X горизонта относится к 1970-м годам. Нефтяные, газовые и конденсатные зоны по блокам были разработаны в разное время.
Геолого-технологические показатели Х горизонта следующие: средняя проницаемость породы составляет 17 %, проницаемость 50–48x10–3 мкм2, расчлененность отложений 16–14 %, вязкость нефти 0,6 мПа, плотность 867–851 кг/м3. На основании образцов, отобранных из скважин, было установлено, что содержание газа в нефти составляло 230 м3/т.
Содержание конденсата в газе составляло 233 г/м3, а средняя плотность конденсата равна 0,7789 г/см3.
Следует отметить, что большинство нефтяных скважин перешло на газ. В настоящее время на горизонте работают 4 эксплуатационные скважины (№ 175, 179, 144, 170). Среднесуточная добыча газа одной скважиной составляет 94–130 тыс. м3/сут, а добыча конденсата — 1,69–2,65 т/сут.
Залежь находится на завершающей стадии разработки. На рисунках 1 и 2 показаны кривые разработки по динамике по добычи нефти и газа X горизонта. Фонд скважин значительно уменьшился.
Рис. 1. Динамика нефтяных скважин Х горизонта
Рис. 2. Динамика газоконденсатных скважин Х горизонта
С использованием данных по разрабатываемым скважинам составлена карта отбора добычи на текущее состояние разработки (табл. 1, рис. 3).
Таблица 1
Рис. 3. Карта отбора добычи на текущее состояние разработки Х горизонта (структура по кровле Х горизонта. Масштаб 1:10000)
Как видно из рисунка, разработка залежи интенсивна только в центральной части II блока. Причиной значительного снижения суточной добычи скважин является снижение энергетических особенностей пластов, с другой стороны — не оптимальная работа газоконденсатных скважин. При приведенных условиях (в условиях низкого давления) обычно необходимо периодически очищать скопления воды и конденсата в призабойной части скважины. По этим причинам многие скважины останавливаются или не работают в оптимальном режиме [1–5].
По результатам исследований, учитывая объем остаточных запасов, объем площади газоносности и т. д. целесообразно сделать следующие рекомендации по увеличению добычи:
− уточнение запасов углеводородов;
− восстановление фонда скважин, возврат скважин из ликвидации (работы на скважинах, очистка стволов, провести капитальный ремонт на скважинах 77, 188, 208);
− для уплотнения сетки скважин бурение боковых скважин из существующего фонда;
− выполнение перфорации в нескольких скважинах, имеющих положительные каротажные показатели.
Литература:
- Юсуфзаде Х. Б. Состояние и перспективы развития нефтегазодобычи в Азербайджане. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2000, № 11–12, с. 29–39.
- Б. А. Багиров. Нефтегазопромысловая геология. Баку 2011, 254 с.
- Салманов А. М., Еминов А. Ш.,Абдуддаева Л. А. “Текущее состояние разработки и геолого-технологические показатели нефтяных месторождений Азербайджана. Баку 2015, 74 стр.
- Р. Р. Джафаров, С. М. Гусейнова. Принсипы разработки и классификация и фазового состава нефтегазоконденсатных месторождений. Баку, АНХ, № 2, 2019, стр. 21–24.
- Иванова М. М., Дементьев Л. Ф. «Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки» Москва. Недра. 1985 г. 420 с.
