Большинство месторождений Азербайджана на суше являются истощёнными и имеют высокую степень обводнённости. В этой связи возвращение к вопросу о проведении повторных геологоразведочных работ (ГРР) на суше можно считать отчасти целесообразным. При этом для того, чтобы поддерживать стабильную добычу нефти на месторождениях, которые длительное время вовлечены в разработку и считаются «старыми» (например, месторождение Умбаки), необходимо применять новые технологические подходы в разработке для получения остаточных запасов месторождений и могут повысить добычу. Важную роль в этом направлении играют методы повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Целью ПНП является усиление физико-химических процессов, обеспечивающих мобилизацию остаточной нефти в пласте. Месторождение Умбаки может служить ярким примером для изучения процесса разработки месторождений, сформированных на суше, которые эксплуатируются длительное время.

Следует отметить, что олигоцен-миоценовые отложения занимают важное место в его геологическом строении (рис. 1), и эти комплексы представлены майкопским, чокракским, караганским, конкским, сарматским и меотисским горизонтами. Эти пласты различаются как по литологическому составу, так и по коллекторским свойствам. Майкопская толща состоит из двух основных подгрупп. Нижняя подгруппа представлена преимущественно глинистыми породами мощностью до 200 м, а верхняя — чередующимися глинисто-песчаными пластами мощностью 250–300 м. В разрезе верхнего Майкопа выделено шесть песчаных горизонтов, характеризующихся хорошо сортированными, толстослоистыми песчаниками. Эти горизонты оцениваются как потенциальные коллекторы [3, с. 62].

Тортонский ярус (чокракский, караганский и конкский горизонты) представлен литофациями, типичными для Южного Гобустана. Чокракский горизонт характеризуется неравномерным чередованием глин, глинистых мергелей, песков и песчаников. Мощность песков и песчаников увеличивается снизу-вверх, достигая максимума на 50–60 м ниже уровня контакта с караганским горизонтом. В этом разрезе наблюдается песчаный слой мощностью 45–55 м с примесью кварца. Общая мощность чокракской подошвы составляет около 500 м.

Караганский и конкский горизонты представлены преимущественно темно-серыми глинами и тонкими прослоями песков и песчаников между ними. Общая мощность этих горизонтов достигает 600 м. В этих слоях наблюдаются нефтеносные коллекторы.

Сарматская подошва широко распространена, преимущественно в северном крыле складки и в восточной периклинальной части. Этот пласт состоит из глин, переслаивающихся с тонкими прослойками мергеля и песчаника, и достигает мощности 850 метров. Пористость слоёв оценивается в 15–20 %, а проницаемость — на среднем уровне.

Меотисский пласт выходит на поверхность на относительно опущенном крыле складки и в западной периклинальной части. Этот пласт характеризуется неравномерным чередованием буро-серых глин и глинистых сланцев. В нижней части пласта выделяется брекчиевидный доломитовый пласт мощностью 40–45 метров, залегающий трансгрессивно на верхнесарматском комплексе. Общая мощность меотисского пласта составляет около 500 метров.

Рис. 1. Месторождениея Умбаки. Стратиграфический разрез [2, с. 84]

В тектоническом отношении месторождение Умбакы образовано в виде брахиантиклинальной складки, вытянутой в широтном направлении (Рис. 2). Общая длина складки составляет 8,5 км, а ширина — 5 км. Строение осложнено крупным продольным разломом дополнительного характера. Вдоль него северное крыло и сводовая часть разлома поднялись и сползли на южное крыло.

Рис. 2. Структурная карта по кровле майкопских отложений [2, с. 84]

Амплитуда горизонтального смещения одноименных горизонтов по надвигу составляет 1250–1300 м, а вертикального — около 800 м. Угол наклона плоскости надвига варьируется от 5 до 50°. Эти структурные элементы определяют неравномерную мощность пластов на участке, изменчивость гидродинамических режимов и формирование зон нефтенакопления.

Таким образом, геологическое строение месторождения Умбаки, представляет собой сложную, многослойную структуру, которая с тектонической точки зрения расположена в напряженной зоне. Учитывая эти условия, следует отметить, что она требует применения различных технологических подходов для повышения коэффициента извлечения нефти.

Литологическое разнообразие и тектоническая раздробленность пород-коллекторов обуславливают необходимость учета неоднородности пластов и распределения пластового давления при выборе методов повышения нефтеотдачи (МПН). В зоне надвига, примерно вдоль оси разлома, наблюдается ряд грязевых вулканов. Это можно оценить и индикатором тектонической активности, и выходом на поверхность геодинамических процессов, происходящих на глубине структуры Умбакы. Продукты извержений грязевых вулканов и тектонические брекчии мощностью до 200 метров покрывают эти территории, образуя сложную геологическую структуру. Наличие многочисленных грифонов и сальз, разделяющих газо- и нефтеносные воды в зоне сжатия, свидетельствует об интенсивных флюидодинамических процессах в этом районе. Эти процессы также сыграли важную роль в формировании нефтегазоносности месторождения.

Северное крыло рифта разбито серией сбросо-взбросовых нарушений на более чем 20 тектонических блоков. Размеры этих блоков варьируются от 2×3 км до 0,3×0,15 км, что подтверждает высокую степень блоковой тектонической раздробленности района. Поскольку литологические и коллекторские характеристики каждого блока различны, нефтегазонакопление варьируется в зависимости от местных условий.

Южное надвиговое крыло вскрыто относительно небольшим количеством разведочных скважин. Основным структурным элементом, наблюдаемым здесь, является одно сбросовое крыло, разделяющее территорию на два основных тектонических блока. Угол падения пластов в этой зоне варьируется от 15 до 30°, что отражает степень деформированности пород.

Месторождение Умбаки характеризуется многочисленными естественными проявлениями нефти и газа. Нефтегазовые потоки, выходящие на поверхность из сотен грифонов и сальз, которые расположены в сводовой зоне, подтверждают наличие активных углеводородных систем в недрах структуры. Выход нефтеносных песчаниковых пластов чокракского горизонта на северном крыле складки свидетельствует о высоких коллекторских свойствах этого горизонта. В западной части складки в песчаных пластах чокракского горизонта обнаружены залежи высоковязкой нефти, которые эксплуатируются отдельными скважинами.

В результате геологоразведочных работ в зоне пересечения верхнемайкопской серии были выявлены три нефтяных горизонта промышленного значения (III, IV, V). Из них только III горизонт был введен в эксплуатацию в 1951 году. IV и V горизонты, а также более глубокий VI горизонт, характеризуются литологической неоднородностью и низкой нефтенасыщенностью. Это объясняется слабой выраженностью коллекторских свойств пород и ограниченной проницаемостью.

В 1953 году при испытании III горизонта верхнего майкопа в скважине № 23 северного крыла был зафиксирован мощный газовый фонтан с начальным дебитом газа 500 тыс. м³/сут. Этот факт свидетельствует о высокой газоносности структуры. Нефтегазовые залежи III, IV и VI горизонтов верхнего майкопа преимущественно выявлены в отдельных блоках в западной части северного крыла складки. Однако научно обоснована возможность наличия «запечатанных» потенциальных ловушек нефти и газа в южном крыле — под покрывающей толщей. В этих зонах структурные ловушки перекрыты уплотненными глинистыми породами и непроницаемыми пластами, что создает благоприятные условия для накопления нефти и газа.

III горизонт имеет самый большой контур нефтеносности в этом районе, а залежи, образовавшиеся в этом горизонте, полностью перекрывают отложения нижележащих горизонтов. Отложения здесь в основном приурочены к горизонту I. В результате исследований, проведенных в горизонте III, выделено 9 гидродинамически изолированных друг от друга объектов. Наиболее крупное из них расположено в IV блоке, его размеры составляют 3×2 км, мощность — 1000 м. В месторождении по величине второе место относится I блоку, его размеры составляют 0,9×0,6 км, мощность — 450 м. Остальные 7 блоков месторождения имеют меньшие размеры и носят локальный характер.

На горизонте IV выделено только одно основное местоскопление углеводородов, расположенное в IV блоке, которое имеет размеры 3×2 км и мощность около 1000 м. Его длина составляет 1,3 км, а ширина варьируется от 0,8 до 1,0 км. По эксплуатационным показателям начальные дебиты нефти скважин III горизонта за первые 30 суток составили 3,8–42,4 т/сут (в среднем 14,8 т/сут), скважины работали без воды 4–5 месяцев. Средние начальные дебиты нефти IV горизонта составили 6,3–13,6 т/сут, VI горизонта — 7 т/сут, но здесь процент обводнения достигал 79 %.

Таким образом, результаты проведенных геолого-литологических и гидрогеодинамических исследований показывают, что месторождение Умбакы, являясь многоэтажной, тектонически сложной и высокоперспективной нефтегазоносной структурой, играет важную роль в повышении энергетического потенциала региона.

Длительные эксплуатационные наблюдения, проводимые на месторождении Умбакы, показывают, что динамика добычи нефти на месторождении имеет тенденцию к постепенному снижению в течение длительного периода эксплуатации. Это снижение обусловлено, главным образом, изменением пористости и проницаемости пород-коллекторов, сокращением водонефтяного контура, а также снижением внутрипластового давления. Поэтому применение комплекса технологических мероприятий для повышения коэффициента извлечения нефти на месторождении имеет большое значение.

В начальном этапе разработки на месторождении Умбакы широко применялся метод вытеснения пластов водой, благодаря которому был достигнут значительный рост коэффициента извлечения нефти. Однако в процессе длительной эксплуатации эффективность данного метода постепенно снижалась в связи с увеличением дефицита воды в пласте, снижением нефтенасыщенности и неравномерным распределением давления. Поэтому на современном этапе целесообразно применять более сложные и инновационные методы повышения эффективности эксплуатации месторождения.

В связи с этим закачка полимера считается перспективной для коллекторов средней проницаемости, таких как Умбаки. При добавлении полимера в воду его текучесть снижается, а распределение давления в пласте стабилизируется. Это одновременно регулирует направление потока и позволяет увеличить добычу в ранее богатых нефтью, но слабо промытых водой зонах.

Кроме того, закачка газа (в частности, применение CO₂ и N₂) снижает плотность нефти в пласте, увеличивая её текучесть. Использование CO₂ также создаёт значительное экологическое преимущество с точки зрения подземного хранения углерода, и этот метод отвечает современным требованиям как к снижению воздействия на климат, так и к повышению энергоэффективности.

Микробиологические методы также рассматриваются в качестве альтернативного подхода. В этом методе биохимические процессы в пласте активируются определёнными видами бактерий, что, в результате, снижает поверхностное натяжение, что обеспечивает лёгкое высвобождение нефти из пор породы.

Применение термохимических методов для повышения потенциала месторождения также имеет практическое значение. В этих методах образование тепла и газов в результате реакций, происходящих при высоких температурах, значительно увеличивает текучесть нефти. Применение термохимических процессов на месторождении Умбакы может быть особенно эффективно для разработки глубоко залегающих и высоковязких запасов нефти [4, с. 74; 5, с. 32].

Таблица 1

Общая информация о месторождении Умбаки

Таким образом, поэтапное применение комплексных методов ПНП в соответствии с геолого-технологическими условиями месторождения Умбаки позволит как стабилизировать добычу, так и эффективно разрабатывать остаточные запасы. Это считается важным направлением, которое позволит как сохранить экономическую рентабельность месторождения, так и увеличить долю местной нефтедобычи в энергобалансе региона.

Геолого-физические показатели основных нефтяных, т. е. чокракского и верхнемайкопского горизонтов, разрабатываемых на месторождении Умбакы, дают информацию о продуктивности месторождения, пластовом давлении, температуре, плотности нефти и других важных параметрах, которых анализируя можно сделать окончательные выводы о дальнейших выполняемых нефтепромысловых процессов, чтобы добиться положительных результатов в разработке.

Мощность коллектора составляет 350 м в чокракском горизонте и 115 м в майкопском, что свидетельствует о неравномерной толщине пластов в структуре Умбаки.

Хотя показатели открытой пористости (0,16–0,17 %) относительно низкие, они указывают на то, что данные отложения представляют собой плотные коллекторы. Пластовое давление варьируется от 14 до 15 МПа, что свидетельствует о сохранении природной энергии в процессе добычи нефти. Пластовая температура варьируется в диапазоне 47–54 °C, что характерно для среднеглубинных миоценовых пластов.

Плотность добываемой нефти варьируется в пределах 890–950 кг/м³, что соответствует категории лёгкой и средней. Поскольку содержание серы находится в диапазоне 0,05–0,09 %, нефть месторождения Умбаки считается относительно «чистой» с экологической точки зрения.

Вязкость добываемой нефти варьируется в пределах 30–90 мПа·с на начальном этапе и несколько снижается в процессе эксплуатации. Этот показатель играет важную роль при выборе технологий добычи на месторождении.

В целом, основываясь на геолого-промысловые характеристики продуктивных горизонтов, можно сказать, что коллекторские свойства объектов разработки месторождения Умбаки по литологическим и физическим характеристикам средние. Отсутствие газа в пластах и средняя вязкость нефти свидетельствуют о том, что природная энергия на данном месторождении обеспечивается преимущественно давлением воды и газа.

В таблице 2 представлены начальные, извлекаемые и остаточные запасы нефти (условные единицы) по различным объектам разработки месторождения Умбаки [3, с. 163].

Таблица 2

Запасы нефти месторождения Умбаки (условные единицы)

Балансовые запасы по чокракско-майкопским пластам составляют 8 748 тыс. тонн, извлекаемые — 875 тыс. тонн. Сравнение этих показателей показывает, что добыча по-прежнему находится на низком уровне.

Балансовые запасы по верхнемайкопскому пласту составляют 23 295 тыс. т, извлекаемые — 4 945 тыс. т, а извлекаемая нефть — 8 340 тыс. т. Это свидетельствует о том, что эксплуатационные работы в основном направлены на этот пласт. Общие начальные балансовые запасы составляют 32 043 тыс. т, что подтверждает, что данное месторождение относится к числу средних по величине в регионе. Остаточные запасы остаются на уровне 30 692 тыс. т, что составляет примерно 96 % от начальных. Этот факт свидетельствует о том, что добычной потенциал месторождения Умбакы по-прежнему велик, и его можно увеличить за счёт дополнительных вторичных и третичных методов добычи нефти (закачка воды, полимеров, газа, микробиологические и термохимические методы) и др. технологических мер, которые являются методами ПМП.

Коэффициент извлечения нефти (η) на начальном этапе находится в диапазоне 0,173–0,24. Учитывая низкий уровень этого показателя, считается важным совершенствование технологий добычи и стимуляция коллекторов. В таблице 3 приводятся данные сравнительного анализа.

Таблица 3

Сравнительный анализ

Результаты показывают, что для месторождения Умбаки закачка полимеров и закачка CO₂ являются технологически и экономически наиболее обоснованными методами.

Заключение

Согласно показателям месторождения Умбаки, оно имеет средние коллекторские свойства и высокое качество нефти. Термобарические показатели пластов благоприятны для разработки. В связи с низким коэффициентом извлечения нефти для увеличения добычи, целесообразно применение методов второй стадии разработки. Высокие остаточные запасы (96 %) открывают значительные перспективы для потенциальной повторной разработки месторождения Умбаки в будущем и применения современных технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Проведенный сравнительный анализ показывает, что химические методы (в частности, закачка полимеров) можно считать наиболее оптимальным вариантом разработки остаточных запасов на месторождении Умбаки. Данный метод обеспечивает как стабильность добычи, так и сбалансированное решение с экономической и экологической точки зрения. Важно уточнить технологические параметры в ходе дальнейших исследований на основе результатов промысловых испытаний и моделирования.

Литература:

Абдуллаев И. А. (2005). Особенности закачки воды в пласты морских нефтегазовых месторождений. Азербайджанское Нефтяное Хозяйство (АНХ), № 9, с. 31–34.

Атлас нефтегазоносных и перспективных структур Азербайджанапод редакцией (1987) Т. А. Исмаил-заде, Всесоюзный НИГИ, г. Ленинград, 132 с.

Багиров Б. А. (2011). Геология нефтяных и газовых месторождений. Баку: 248 с.

Багиров Б. А., Джалалов Г. И., Назарова С. А., Салманов А. М. (2001). Подсчёт извлекаемых запасов нефти месторождений. Баку, изд. «Марс», 148 с.

Салманов А. М., Эминов А. Ш., Абдуллаева Л. А. (2015). Современное состояние разработки нефтяных месторождений Азербайджана и геолого-промысловые показатели. Баку, изд. «Оскар», с. 74.