Как было указано выше, на месторождении Джума пробурены 9 поисково-разведочных скважин. Из девяти скважин месторождения Джума, опробованы 7 скважин.
В дальнейшем, эти скважины не эксплуатировались, а вскоре были законсервированы.
В начальной стадии разработки месторождений, необходимо детальное исследование этих скважин на предмет пригодности их для добычи газа или же для использования в иных целях.
Для определения необходимого числа скважин, обеспечивающих заданный отбор газа Q (t) из месторождения, и изменения его во времени, используется формула
(1).
На практике же, при проектировании разработки месторождений природных газов, потребное число скважин вычисляется по формуле
(2).
Здесь Кр — коэффициент резерва; Кр> 1. Для каждого месторождения в принципе должен обосновываться и применяться свой коэффициент резерва, т. е. должно устанавливаться свое резервное число скважин.
Применительно к газовым месторождениям Афганистана, для прогноза их добывного потенциала, можно использовать опыт промышленной эксплуатации четырех разномасштабных по запасам залежей месторождений Ходжа-Гугердаг и Джар-Кудук, оптимальные уровни отбора газа из которых были обоснованы в соответствующих проектных решениях.
Фактические данные по пребывавшим в эксплуатации газовым объектам свидетельствуют о том, что для крупных залежей с запасами в несколько десятков миллиардов кубометров (например, залежь XIV горизонта месторождения Ходжа-Гугердаг) среднегодовые темпы отбора газа должны составлять 4–5 % в год от начальных запасов. Для средних залежей с запасами газа 5–25 млрд. м3 этот показатель достигает 6–7 % в год от начальных запасов, примером чему является готеривская залежь XIV горизонта месторождения Джар-Кудук. На примере гаурдакской залежи XV горизонта этого же месторождения, можно заключить, что для мелких залежей с запасами менее 5 млрд. м3 среднегодовые темпы отбора газа целесообразно поддерживать на уровне 9–10 % в год от начальных запасов.
Установленные уровни оптимальных среднегодовых темпов отбора газа по пребывавшим в эксплуатации Ходжа-Гугердагским и Джар-Кудукским залежам использованы в качестве исходных показателей для расчета добывного потенциала текущих разведанных запасов газовых месторождений. При этом, согласно существующим требованиям, в расчетах учитывались запасы только категории С1 (таб.1).
Таблица 1
|
Месторождение |
Горизонт |
Текущие запасы газа категории С1, млн.м3 |
Темп отбора газа, % от начальных запасов |
Годовая добыча газа, млн.м3 |
|
Джума |
XV |
14226 |
6–7 |
853–996 |
|
XVa |
92 |
9–10 |
8–9 |
Прогноз основных технологических показателей горизонтов XV и XVа и месторождения в целом, дан в таблицах 2–4.
Предусматривается бурение восьми новых скважин на горизонте XV, темп бурения – две скважины в год, и одной новой скважины на горизонте XVa (рис.1). Рассмотренные расчеты предполагают разработку залежей на естественном режиме. Прогнозные технологические показатели разработки горизонтов XV и XV' и месторождения в целом рассчитаны до 2025 года по 17 позициям.
Рис. 1.
Таблица 2
Таблица 3
Таблица 4
Перспективы доразведки месторождений Джума связаны с расширением контуров газоносности, выявленных залежей в верхнеюрских отложениях.
Месторождение Джума в тектоническом отношении приурочено к антиклинальной складке, в недрах которой выявлены залежи газа в верхнеюрских отложениях.
Как выяснено, соленосные образования гаурдакской свиты верхней юры в ряде районов являются непроницаемыми для углеводородного газа, но местами утрачивает свойства породы-покрышки и становятся газопроницаемыми, в результате чего, в таких местах происходит вертикальная миграция углеводородов из доюрских зон газонакопления в меловые и палеогеновые резервуары разреза.
В сводовой части складки, коллекторами являются трещины и вторичные поры и каверны. Однако, распределение залежей, в основном, контролируется структурно-тектоническими особенностями месторождения. Здесь отмечается наличие двух газоносных объектов, из которых наибольшим контуром газоносности и дебитом скважин отличается 1 объект, представленный карбонатами кугитангской свиты. В зависимости от трещиноватости и вторичной пористости начальный дебит скважин меняется от 52 до 406 тыс. м3/сут.
Контур газоносности проходит по изогипсе 2880 м между разведочными скважинами № 1Д и 6Д. При этом верхнемеловая залежь, в плане должна иметь почти треугольную форму, с максимальной длиной 16,2 км, и шириной 4,0 км.
Из указанных размеров залежи следует, что доразведку верхнемеловой залежи следует вести в северо-восточной части крыла, где пробурена скважина № 1Д. Резкое уменьшение газоносности верхнемеловых отложений на северо-восточной части СВ крыла, наводит на мысль о наличии здесь еще одного поперечного разрыва, по которому более газонасыщенная часть отделяется от менее насыщенной части.
В пределах ЮЗ крыла газоносной складки, зона выклинивания которой, в южной части крыла проходит рядом со скважинами № 7Д и № 9Д. Мощность этой пачки увеличивается в южном направлении более чем на 150 м.
По месторождению Джума наиболее перспективными являются резервуары верхнего мела кугитангской свиты — горизонт XVа, которые могут быть основными объектами разведочных работ, газоносность отложений целесообразно изучать попутно с верхнемеловыми отложениями горизонта XV.
Утвержденные ГКЗ СССР начальные запасы газа месторождения Джума (на 02.11.1989 г.) по категории С1 составляют 14318 млн. м3, а по категории С2 соответственно 7132 млн. м3.
Учитывая имеющуюся геолого-разведочную информацию за весь период, следует выделить ряд первоочередных задач для рациональной доразработки месторождения Джума:
Для уточнения геологического строения и оценки геолого-физических свойств коллекторов предлагается провести работы с проведением 3D- сейсморазведки, а также современные исследования по оценке анизотропии и трещиноватости пород. Комплексное применение современных технологий и сейсмики даст возможность количественной оценки трещиноватости и создания качественных трехмерных геологических моделей, которые впоследствии будут использованы для создания гидродинамической модели месторождения. Построенные модели позволят планировать места заложения новых эксплуатационных скважин. Планирование и более точная проводка горизонтальных скважин, пробуренных на основе геологических и гидродинамических моделей, позволят решить проблемы низкой продуктивности скважин.
Литература:
1. Нурмамедли Ф. Изучение перспективных нефтегазоконденсатных структур Афганистана // Молодой ученый. - 2014 г. - № 2(61). - Часть II, С. 376
2. Нурмамедли Ф. Ресурсы нефти и газа Афганистана // Молодой ученый. - 2014 г. - № 3(62)
3. География Афганистана. [Электронный ресурс]/ URL:http://ru.wikipedia.org/wiki/География_Афганистана.
4. Нурмамедли Ф. Анализ показателей поисково-разведочных работ газоконденсатного месторождения «Джума» Афганистана // Молодой ученый. 2014 г. - № 4(63).
