CC BY
34ГЕОЛОГИЯ
УДК 338.314+622.276.6
Р.С. Хисамов1; М.А. Юсупходжаев2; И.Н. Хакимзянов3, e-mail: [email protected]; И.М. Бакиров3; И.В. Львова3
1 ПАО «Татнефть» (Альметьевск, Россия).
2 Министерство энергетики Республики Узбекистан (Ташкент, Республика Узбекистан).
3 Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина (Бугульма, Россия).
Экспертная оценка вовлеченных и дренируемых запасов газоконденсатного месторождения Южная Тандырча Республики Узбекистан
В статье представлены результаты экспертной оценки вовлеченных и дренируемых запасов газа газоконденсатного месторождения Южная Тандырча, расположенного в Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области Республики Узбекистан. Месторождение было открыто в 1982 г. в ходе геолого-разведочных работ, выявивших промышленную газоносность карбонатных верхнеюрских отложений, приуроченных к горизонтам XV-HP, XV-P и XV-ПР. Данные горизонты, выделенные по литологическому признаку, различаются в плане фильтрационно-емкостных свойств, однако представляют собой единую массивно-пластовую газоконденсатную залежь протяженностью 8,2 км, шириной 4,75 км, высотой 713 м с контактом на абсолютной отметке -2690 м.
В статье представлено описание географического местоположения месторождения, проанализированы этапы изучения Бухаро-Хивинский нефтегазоносной области - крупнейшего нефтегазодобывающего региона Республики Узбекистан. Сделан вывод о достаточно хорошей изученности региона.
Отмечено, что за истекший период разработки газовой залежи месторождения Южная Тандырча пластовое давление залежи снизилось с 365,0 кгс/см2 на 90,0 кгс/см2, а приведенное пластовое давление - с 351,5 кгс/см2 на 95,4 кгс/см2, или на 72,8 %. При этом начиная с 2013 г. наблюдается снижение темпов падения давления, которое в данном случае указывает на проявление водононапорного режима. Данный факт подтверждается тем, что процент отбора от начальных балансовых запасов составляет 76,8 %, а снижение пластового давления - 72,8 %. Экспертная оценка вовлеченных и дренируемых запасов газа позволяет сделать вывод, что балансовые запасы 73,2 млн м3 являются заниженными по сравнению с экспертной оценкой в 86,5 млн м3, о чем свидетельствует наблюдающаяся с 2013 г. стабилизация падения пластового давления с 117,2 кгс/см2 на 90,0 кгс/см2.
Ключевые слова: вовлеченные запасы, дренируемые запасы, газоносность, нефтегазоносная область, скважина, пластовое давление залежи, водонапорный режим.
R.S. Khisamov1; M.A. Yusuphodzhaev2; I.N. Khakimzyanov3, e-mail: [email protected]; I.M. Bakirov3; I.V. L'vova3
1 Tatneft PJSC (Almetyevsk, Russia).
2 Ministry of Energy of the Republic of Uzbekistan (Tashkent, Republic of Uzbekistan).
3 TatNIPIneft Research and Development Institute of the Tatneft PJSC named by V.D. Shashin (Bugulma, Russia).
Expert Assessment of the Developed and Drained Reserves of the South Tandyrcha Gas Condensate Field of the Republic of Uzbekistan
The article presents the results of an expert assessment of the developed and drained gas reserves of the South Tandyrcha gas condensate field located in the Bukhara-Khiva oil-and-gas province of the Republic of Uzbekistan. The field was discovered in 1982 during geological exploration, which revealed the industrial gas content of Upper Jurassic carbonate deposits confined to the horizons XV-KhP, XV-P and XV-PR. These horizons, distinguished by lithological characteristics, differ in terms of filtration and capacity properties, however, they represent a single massive reservoir gas condensate deposit with a length of 8.2 km, a width of 4.75 km, a height of 713 m and a contact at an absolute mark of -2690 m. The article describes the geographical location of the field, analyzes the stages of the study of the Bukhara-Khiva oil-and-gas province, the largest oil and gas region of the Republic of Uzbekistan. It is concluded that the region is fairly well studied. It has been noted that over the past period of the gas deposit development of the South Tandyrcha field, the formation pressure of the reservoir decreased from 365.0 kgf/cm2 to 90.0 kgf/cm2, and the reduced reservoir pressure
18
№ 12 декабрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
from 351.5 kgf/cm2 to 95.4 kgf/cm2, or 72.8%. Moreover, starting in 2013, a decrease in the rate of pressure drop has been observed, which in this case indicates the manifestation of a water-pressure regime. This fact is confirmed by the fact that the percentage of withdrawal from the initial balance reserves is 76.8 %, and the decrease in reservoir pressure is 72.8 %. An expert assessment of the involved and drained gas reserves allows us to conclude that the balance reserves of 73.2 mln m3 are underestimated in comparison with the expert estimate of 86.5 mln m3, as evidenced by the stabilization of the formation pressure drop starting from 2013 from 117.2 kgf/cm2 to 90.0 kgf/cm2.
Keywords: developed reserves, drained reserves, gas content, oil and gas region, well, reservoir formation pressure, water pressure regime.
Култа к
44 Акназар
Туркменистан
Талимарджанская гидроэлектростанция
\
Месторождения ■ Дожимная
Fields компрессорная станция -
Q - разрабатываемые Boosting compressor ^
- developed station V Q - находящиеся ■ Установка Ч
в разведке предварительной
- in exploration подготовки газа № 1 "f t—
Gas-gathering station Газопроводы No. 1
Gas pipeline ■ Установка
- проектные предварительной
- projected подготовки газа № 2
- существующие Gas-gathering station
- active No. 2
ный Бузахур ^^ Южный Кизилбайрак
r~V~J Джаркудук-Янги Кизилча
Дехканабад
Аузик
Келиф
Рис. 1. Обзорная карта месторождений Кашкадарьинской области Fig. 1. Overview map of deposits of Kashkadarya region
В административном отношении газо-конденсатное месторождение (ГКМ) Южная Тандырча, открытое в 1982 г., располагается в Амударьинском нефтегазоносном бассейне на территории Дехканабадского района Кашкадарьинской области Республики Узбекистан. Ближайшие районные центры - города Дехканабад и Гузар - расположены в 35 км к северу и 58 км к северо-востоку соответственно (рис. 1). Дорожная
сеть в районе месторождения Южная Тандырча развита слабо. Через города Дехканабад и Гузар проходит Большой Узбекский тракт, соединяющий города Ташкент и Термез. В 15-35 км на северо-востоке от месторождения расположены газоконденсатные месторождения Адамташ, Гумбулак и Джаркудук.
Географически рассматриваемое месторождение расположено на террито-
рии юго-западных отрогов Гиссарского хребта, входящих в систему Гиссаро-Алайских хребтов Южного Тянь-Шаня и являющихся в тектоническом отношении крупным мегантиклинорием (200 х 100 км), за которым закрепилось название Байсунский. Мегантиклинорий имеет северо-восточное простирание и протягивается на юго-запад вплоть до Репетекского разлома, отделяя Беш-кентский прогиб, традиционно рассма-
Ссылка для цитирования (for citation):
Хисамов Р.С., Юсупходжаев М.А., Хакимзянов И.Н., Бакиров И.М., Львова И.В. Экспертная оценка вовлеченных и дренируемых запасов газоконденсатного месторождения Южная Тандырча Республики Узбекистан // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 12. С. 18-22. Khisamov R.S., Yusuphodzhaev M.A., Khakimzyanov I.N., Bakirov I.M., L'vova I.V. Expert Assessment of the Developed and Drained Reserves of the South Tandyrcha Gas Condensate Field of the Republic of Uzbekistan Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(12):18-22. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2019
19
Рис. 2. Схема тектонического районирования Бешкентского прогиба Fig. 2. Tectonic classification plan of the Beshkent Trough
2 0 2 4 6 8 км (km)
- I Границы валов (поднятий) Bar (uplift) boundaries Тектонические нарушения
_ Tectonic dislocations
I I Оси синклиналей
Synclinal axes E 1 Скважины глубокого бурения
I Deep-hole wells I ■" -- Локальные антиклинальные складки
Local anticlinal folds I 1 Граница распространения Гиссаро-Алайского прогиба boundaries of occurrence of the Hissor-Alai range
> 1 Флексурно-разрывные зоны:
A - Учбаш-Каршинская; Б - Караиль-Лянгарская Flexural fault zones:
I A - Uch Bash-Qarshi; Б - Karail-Lyangar I, ■: I Объекты, подготовленные под глубокое бурение Objects prepared for deep drilling
Месторождения Fields
I - "-' I Газоконденсатные
I Gas condensate
L^jJ Газонефтяные, нефтяные
I Gas and oil, oil I Нефтяные Oil
триваемый в составе Туранской плиты, от Афгано-Таджикской впадины [1, 2] (рис. 2).
ЭТАПЫ ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕГИОНА
Территория основного нефтегазодобывающего региона Республики Узбекистан - Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области (НГО), к которой относится месторождение Южная Тандырча, хорошо изучена. Область, в пределах которой разведано более 80 % прогнозных ресурсов [3], покрыта гравиметрической съемкой масштаба 1:200 000. Материалы региональной гравиметрической съемки послужили основой для выделения крупных тектонических элементов. Электроразведочные работы в юго-восточной части Бухаро-Хивинской НГО выполнены в значительном объеме. По материалам изучен характер залегания поверхности палеозойского фундамента и установлена принципиальная возможность использования метода дипольного электрозондирова-
ния для более детального расчленения электрического разреза. В 1957-1968 гг. массовый и целенаправленный характер приобрела сейсморазведка методом отраженных волн, выполненная в целях повышения качества материалов, получения максимальной информации о геологическом строении различных элементов второго порядка Бухаро-Хивинской НГО не только в региональном, но и в локальном плане. В результате было выявлено и подготовлено к глубокому бурению большое количество локальных структур, что привело к открытию ряда месторождений нефти и газа, позволивших отнести район исследований к разряду высокоперспективных. По результатам поисково-детализа-ционных сейсморазведочных работ, проведенных с применением метода общей глубинной точки, подготовлен под глубокое бурение ряд структур, в части которых были открыты такие месторождения нефти и газа, как Северный Гузар, Гармистон, Шакарбулак, Кумчук, Чунагар, Мезон, относящиеся
к типу тектонически-экранированных. В целях увеличения возможностей сейсморазведки при прослеживании подсолевых юрских горизонтов, изучения динамических и кинематических характеристик волн, соответствующих соляно-ангидритовым и карбонатным отложениям верхней юры, в практику сейсморазведки были введены исследования методом вертикального сейсмического профилирования (ВСП). Материалы ВСП позволили определить основные мешающие факторы и доказать принципиальную возможность изучения структурного плана подсолевых юрских отложений в случае ослабления мешающего поля волн-помех и статического увеличения интенсивности отражающих волн, возникающих в подсолевых отложениях.
ОЦЕНКА ГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЮЖНАЯ ТАНДЫРЧА
Газоконденсатное месторождение Южная Тандырча открыто в ходе геолого-разведочных работ, в результате
GEOLOGY
250 0 250 500 750 м (m)
Рис. 3. Структурные карты по кровле горизонта XV-НР Fig. 3. Structural maps on the roof of the horizon XV-HP
которых выявлена промышленная газоносность карбонатных верхнеюрских отложений, приуроченная к горизонтам XV-HP, XV-P и XV-ПР. Эти горизонты, выделенные по литологическому признаку, несмотря на различие фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС), представляют собой единую массивно-пластовую га-зоконденсатную залежь длиной 8,2 км, шириной 4,75 км, высотой 713 м с контактом на абсолютной отметке -2690 м [4] (рис. 3).
Коллекторы горизонта ХУ-ИР трещинно-каверно-порового типа, распространены в основном в северной части рассматриваемой площади, их суммарная толщина изменяется от 13,4 до 21,0 м. Трещиноватость как по площади, так и по разрезу развивается повсеместно. Трещины в основном заполнены кальцитом или доломитом, редко встречаются открытые трещины. Процесс выщелачивания приводит к образованию крупных каверн.
Доля проницаемых пластов в разрезе изменяется от 17,2 (скв. 18) до 48,9 % (скв. 16) толщины горизонта. Пори-
стость этих пластов изменяется от 6,5 до 11,5 % при средних значениях 9,2 %. Проницаемость изменяется от 1 до 1000 мД.
Запасы газа и конденсата были подсчитаны объемным методом по материалам
разведочного бурения и утверждены протоколом № 11173 от 27.12.1991 г. Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых [5]. Пластовый газ месторождения Южная Тандырча метановый (91,95 % объем-
ВЫСТАВКА «ГАЗ. НЕФТЬ НОВЫЕТЕХНОЛОГИИ -КРАЙНЕМУ СЕВЕРУ»
в рамках
ЯМАЛЬСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО ФОРУМА
fc! Е * -ii «гъ
s ^ х s
<D <D
g 5 S 8
S"
S
о с о о
" '-S
То го
Е
С ь-
<и £ g
ï S S- = S"S
m ^
400 350 300 250 200 150 100
50 10 0
ч
ч
ч чГ 1 1
10 20 30 40 50 60 I 70
65 76
Суммарный отбор газа, млрд м3 Gas cumulative production, billion m3
77,2 80
90
86,5
Рис. 4. Зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора газа Fig. 4. The dependence of the reduced reservoir pressure on the total gas withdrawal
ных), сероводоросодержащий (0,08 %), утвержденное начальное конденсато-содержание - 40,0 г/м3. По состоянию на 01.01.2019 г. на месторождении Южная Тандырча пробурены 52 скважины, в т. ч. 17 разведочных. В действующем фонде числятся 37 скважин, одна скважина находится в ожидании капитального ремонта, 14 скважин относятся к ликвидационному фонду. Газодобывающие скважины эксплуатируются со следующими средними текущими технологическими параметрами: пластовое давление в зоне размещения скважин - 74,3 кгс/см2, в залежи - 90,0 кгс/см2, рабочее давление на устье - 42,0 кгс/см2, дебит газа -174 тыс. м3/сут [4, 5]. За истекший период разработки на газовой залежи ГКМ Южная Тандырча пластовое давление залежи (Рзал) снизилось с 365,0 кгс/см2 на 90,0 кгс/см2, а приведенное пластовое давление (Рзал/Т) - с 351,5 кгс/см2 на 95,4 кгс/см2, или на 72,8 % (рис. 4) [6]. Начиная с 2013 г. наблюдается снижение темпа падения давления, которое указывает на проявление водононапор-ного режима. Данный факт подтверждается тем, что процент отбора от начальных балансовых запасов составляет 76,8 %, а снижение пластового давления составило всего 72,8 %. В 2013 г. процент отбора составил 58 % утвержденных запасов при снижении пластового давления на 61 %.
По экспертной оценке вовлеченных и дренируемых запасов газа можно утверждать, что балансовые запасы 73,2 млн м3 могут быть как завышенными (согласно экспертной оценке -65 млн м3), так и заниженными (согласно экспертной оценке - 86,5 млн м3), при условии, что скв. 10 и 45 находятся в бездействии в связи с обводненностью продукции. Последнее утверждение также основано на том, что начиная с 2013 г. отмечается некоторая стабилизация падения (с 117,2 кгс/см2 на 90,0
кгс/см2) пластового давления (голубая линия на рис. 4).
Таким образом, можно резюмировать, что есть вероятность увеличения дренируемых запасов за счет приобщения к разработке дополнительных газонасыщенных пропластков посредством их перфорации в имеющихся газодобывающих скважинах, а также за счет инновационных геолого-технических мероприятий (бурение боковых горизонтальных скважин, проведение гидроразрыва пласта).
References:
1. Khodzhaev A.R., Akramkhodzhaev A.M., Azimov P.K. et al. Oil and Gas Fields of Uzbekistan. In 2 books. Book 2: Surkhan Megasyncline. Southwest Gissar Meganticline. Platform Region of the Uzbek Soviet Socialist Republic. Tashkent: Fan; 1974. (In Russ.)
2. Dickenstein G.Kh., Arzhevsky G.A., Gabrielyants G.A. et al. Oil and Gas Fields in Central Asia. Moscow: Nedra; 1965. (In Russ.)
3. Ibragimov A.G., Fortunatova N.K., Sunnatov M.S. Prospects for the Discovery of Sulfurless Gas Deposits in the Cretaceous Deposits of the Beshkent Trough of the Bukhara-Khiva Oil And Gas Region. Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology]. 2013;(5):28-33. (In Russ.)
4. Pak S.A. et al. Calculation of Gas and Gas Condensate Reserves of the South Tandyrcha Field in the Uzbek Soviet Socialist Republic for the Period 1981-1991. Tashkent; 1992. (In Russ.)
5. Instruction for a Comprehensive Study of Gas and Gas Condensate Reservoirs and Wells. Ed. by G.A. Zotova, Z.S. Aliyev. Moscow: Nedra; 1980. (In Russ.)
6. Shevtsov V. et al. The Project of Additional Development of the South Tandyrcha Gas Condensate Field. Tashkent; 2013. (In Russ.)
Литература:
1. Ходжаев А.Р., Акрамходжаев А.М., Азимов П.К. и др. Нефтяные и газовые месторождения Узбекистана: В 2 кн. Ташкент: Фан, 1974. Кн. 2: Сурханская мегасинклиналь. Мегантиклиналь Юго-Западного Гиссара. Платформенная область УзССР. 279 с.
2. Дикенштейн Г.Х., Аржевский Г.А., Габриэлянц Г.А. и др. Нефтяные и газовые месторождения Средней Азии. М.: Недра, 1965. 430 с.
3. Ибрагимов А.Г., Фортунатова Н.К., Суннатов М.С. Перспективы открытия залежей бессернистого газа в меловых отложениях Бешкентского прогиба Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области // Геология нефти и газа. 2013. № 5. С. 28-33.
4. Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Южная Тандырча в Узбекской ССР за период 1981-1991 гг. / С.А. Пак и др. Ташкент, 1992. 304 с.
5. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. 300 с.
6. Проект доразработки газоконденсатного месторождения Южная Тандырча / В.М. Шевцов и др. Ташкент, 2013. 278 с.
