CC BY
92
УДК 553.048
ОЦЕНКА КОНЕЧНОЙ ГАЗООТДАЧИ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО МЕСТОРОЖДЕНИЯМ РОССИИ, АЗЕРБАЙДЖАНА И УЗБЕКИСТАНА
В статье рассмотрены причины неполного извлечения газа из залежей месторождений Западной Сибири, Азербайджана и Узбекистана при совместной эксплуатации объектов с различными фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС). Отмечено значительное влияние на величину коэффициентов газо- и конденсатоотдачи низких ФЕС терригенных пород продуктивных пластов и пачек. Сопоставлены результаты анализа разработки и достижения конечной величины газоотдачи продуктивных пластов по месторождениям России, Азербайджана и Узбекистана, приуроченных к терригенным коллекторам.
Ключевые слова: конечная газоотдача, терригенные коллекторы, метод падения давления (МПД), фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС), оценка извлекаемых объёмов газа и газоконденсата.
Наиболее ранние на территории СНГ упоминания о неполном извлечении газа из газовых и газоконденсатных залежей относятся к 70-м годам прошлого века в связи с выработкой газовых месторождений Медвежье и Уренгой на севере Западной Сибири, на которых запасы, подсчитанные методом падения давления (МПД) оказались на 20-25 % меньше, чем подсчитанные объёмным методом.
Оба месторождения представляют собой газовые залежи, приуроченные к мощной (до 600 м) толще переслаивания песчаников и глин сеноманского возраста. Песчаники грубо-, крупно-, среднезернистые, высокопористые (Кп>27-28%), неглинистые, хорошо проницаемые (Кпр.ср~300-500 млрд).
Расхождения между МПД и объёмным методами были отнесены к ошибкам объёмного метода за счёт несовершенного определения площадей залежей, положения газо-водяных контактов (геометризация залежей) и т.д.
Это привело к тому, что по целому ряду крупнейших месторождений Западной Сибири, по которым запасы газа в ГКЗ утверждались поэтапно, в том числе и в процессе разработки, метод МПД был принят основным при подсчёте запасов.
Однако, по мере увеличения количества эксплуатационных скважин, увеличения объёма геолого-географической и геолого-промысловой информации и повышения точности определения параметров, входящих в формулу подсчёта запасов объёмным методом, расхождения между МПД и объёмным методом оставались практически в тех же пределах, снизившись по отдельным залежам до 10-15%.
Особенно существенными эти расхождения были на месторождении Медвежье, где они достигали 30-40%. Вопрос эффективности принятой системы разработки также обсуждался.
Но когда практически вся площадь месторождения была покрыта эксплуатационным бурением, гидропрослушивание показало, что между эксплуатационными скважинами отсутствуют участки, не вовлечённые в дренирование. Поэтому на коллегии «Газпрома» (Россия) было решено разобраться с этой ситуацией на месторождении Медвежье [1, 2].
В результате анализа данных геофизических исследований скважин (ГИС), керна, промысловых исследований и результатов разработки было установлено, что не все газонасыщенные породы вступают в эксплуатацию после их вскрытия. Несмотря на то, что нижние кондиционные пределы составляют Кп=27-28%, Кг=47-50%, не все пласты, коллекторские свойства которых свыше граничных, отдают газ в скважину.
И.П. Бурлуцкая В.А. Гричаников А.В. Овчинников
Белгородский государственный национальный исследовательский университет Россия, 308015, г. Белгород, ул. Победы, 85
E-mail: burlutskaya@bsu.edu.ru
В результате анализа геолого-геофизических материалов была установлена корреляционная связь между вероятностью работы пласта и его газонасыщенностью, которая для месторождения Медвежье описывается уравнением:
Рр = 0,02051^ - 0,9663 (1.1)
С учётом оценки вероятности работы каждого пласта была составлена таблица, отражающая суммарную газоотдачу пластов с различными фильтрационноёмкостными свойствами (ФЕС), учитывая, что между коэффициентами пористости и газонасыщенностью существует корреляционная связь (табл. 1).
Таблица 1
Прогнозные коэффициенты газоотдачи по газонасыщенным коллекторам
месторождения Медвежье
Вероятность работы пласта, Рр Параметры пласта Коэффициент извлечения газа, Пг Литологическая характеристика
-, % Кг млд
0.95-0.90 39 0.93 0.07 >1000 0.95 Рыхлые, грубозернистые песчаники
0.90-0.85 38 0.90 0.10 700- 1000 0.95 Рыхлые, грубозернистые песчаники
0.85-0.80 37 0.88 0.12 500- 700 0.90 Рыхлые, грубозернистые песчаники
0.80-0.75 36 0.83 0.17 300- 500 0.80 Грубозернистые, слабосце-ментированные песчаники
0.75-0.70 35 0.80 0.20 100- 300 0.75 Грубозернистые, слабосце-ментированные песчаники
0.70-0.65 34 0.75 0.25 50-100 0.65 Разно-, средне-, мелкозернистые сцементированные песчаники
0.65-0.60 33 0.70 0.30 10-50 0.60 Средне- и мелкозернистые уплотнённые песчаники
0.60-0.55 31 0.65 0.35 5-10 0.55 Средне- и мелкозернистые уплотнённые песчаники
0.55-0.50 30 0.60 0.40 1-5 0.45 Мелкозернистые плотные песчанки
<0.50 29 0.50 0.50 0.1-1 0.30 Мелкозернистые плотные песчанки
Среднее значение 36 0.78 0.22 100 0.75
Причиной же не вовлечения пластов с ухудшенными ФЕС в разработку скорее всего является совместная эксплуатация объектов с разными ФЕС.
В работе [3-5] приведены данные по результатам разработки 9 газовых залежей месторождений Зыря, Калмас, Карадаг, Локбатан, Банка Южная.
Республика Азербайджан:
- месторождение Зыря, залежь в свите КС (красноцветная свита), плиоценового возраста (N2), сложенная переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород; песчаники от грубо- до мелкозернистых, местами глинистые, изменчивые по ФЕС с уменьшением пористости и проницаемости по мере уменьшения зернистости и увеличения глинистости;
- месторождение Калмас (I горизонт), Карадаг (VII горизонт), залежи в которых приурочены к отложениям «апшеронской фации» (палиоцен-олигоцен), сложенной пачками песчаников, разделёнными пачками глин; песчаники хорошо отсортированные, кварцевые с высокими значениями пористости (Кп>25%) и проницаемости (Кпр >100 млд);
- месторождения Зыря, Карадаг, Банка Южная залежи в ПК (подкрасноцветная свита) миоцен - нижнеплиоценового возраста (N1-2), сложенная монотонным пере-
слаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пород; песчаники средне- и мелкозернистые, глинистые с резко изменчивыми коллекторскими свойствами;
- Банка Южная, залежи в НКП (надкрасноцветная свита) и в VI горизонте КС (плиоцен-олигоцен), приуроченные к пачкам глинистых мелкозернистых песчаников с резко изменчивыми ФЕС.
Эти залежи практически выработаны. В таблице 2 представлены величины конечной газоотдачи пластов по этим залежам.
Таблица 2
Коэффициенты конечной газоотдачи пластов по выработанным залежам
Республики Азербайджан
Месторождение Продуктивная свита, горизонт Литологическая характеристика Коэффициент извлечения газа, Пг
Калмас I горизонт, апшеронская фация, VII горизонт Хорошо отсортированные кварцевые пески и песчаники с высокими ФЕС 0.95
Зыря КС Разно-, грубозернистые, неглинистые или слабоглинистые песчаники с изменчивыми ФЕС 0.90
Карадаг апшеронская фация, VII горизонт Хорошо отсортированные кварцевые песчаники 0.85
Карадаг, Зыря, Банка Южная ПК Мелкозернистые глинистые песчаники 0.60-0.80 0.70
Банка Южная НКП Средне- и мелкозернистые песчаники, глинистые с резко изменчивыми ФЕС 0.70
Банка Южная КС, VI горизонт Мелкозернистые глинистые песчаники 0.60
Все перечисленные выше залежи принадлежат одной продуктивной толще -олигоцен-плиоценовым песчано-глинистым отложениям, представленным чередованием пачек песчаников и глинистых покрышек, мощностью до 4000 м (месторождения Зыря и др.). В этой толще в верхней части на отдельных участках выделяется «апшеронская фация», сложенная чистыми, хорошо отсортированными песками и песчаниками с высокими ФЕС (Кп>25%, Кпр >100 млдрд, Ков<0,1), в которых выделены различные промысловые горизонты.
Начиная с 2000 года Устюртский регион Узбекистана становится основным источником прироста запасов газа. За последние 7-8 лет здесь открыт ряд месторождений (Восточный Бердах, Сургиль, Шыгырлык), которые по запасам относятся к категории крупных. Кроме того, в этом регионе с 1990 г. Ведётся разработка Ургинского месторождения, которая по всем показателям, вступила в позднюю стадию [6-9].
Именно результаты разработки этого месторождения и послужили основанием для того, чтобы поднять вопрос о коэффициенте извлечения газа из залежей, приуроченных к терригенным юрским коллекторам Устюртского региона.
Месторождение Урга открыто в 1990 году в процессе проводившихся в 19861996 гг. поисково разведочных работ. В общей сложности на месторождении пробурено 11 поисковых и разведочных скважин.
Месторождение многопластовое; газовмещающими являются терригенные коллекторы верхнеюрского возраста. Газоконденсатные залежи этого месторождения приурочены к верхнеюрским терригенным коллекторам пористостью 13-25%, проницаемостью 1-100 млд, остаточной водонасыщенностью 0.15-0.35. Продуктивные горизонты У11, Л12, Л12а, Л13, Л15, Л16, Л17) представлены пачками песчаников разделённых глинистыми слоями, которые являются флюудоупорами, обеспечивающими изоляцию залежей. Песчаники мелко- и разнозернистые, глинистые, аллювиально-
делювиального генезиса, с резкой изменчивостью фильтрационно-ёмкостных свойств по площади и разрезу [6-9].
На базе, полученной в процессе поисково-разведочных работ геологогеофизической информации ОМП (ПЗ) ГГП «Узбекгеофизика» были подсчитаны остаточные запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов по состоянию изученности месторождения на 01.09.96 г., (месторождение было введено в опытнопромышленную эксплуатацию в августе 1995 года). На утверждение ГКЗ Республики Узбекистан были представлены запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов категорий С1 и С2 в следующих количествах:
газа (сырого/сухого) - 40557/40357 и 6109/6079 млн. м3; конденсата (баланс./извлек.) - 905/803 и 136/121 тыс. т; бутанов - 589 и 151 тыс. т; пропана - 1248 и 319 тыс. т; этана - 3027 и 775 тыс. т.
ГКЗ Республики Узбекистан в своём протоколе отметила, что газоконденсатное месторождение Урга характеризуется весьма сложным геологическим строением из-за неравномерного распространения по площади и разрезу коллекторов, представленных плохо коррелируемыми между собой телами песчаников мощностью от долей до 20 м, преимущественным распространением тонких пропластков и линз, большинство из которых характеризуется ограниченной площадью развития и разобщённостью по разрезу большими интервалами залегания пород неколлекторов. Залежи газа, приуроченные к выделенным подсчётным объектам, структурно-литологические. При этом, в подсчётные объекты в ряде случаев объединены группы пропластков и линз литологически и гидродинамически разобщённые между собой.
Исключительная сложность строения месторождения существенно затрудняла выделение продуктивных коллекторов в разрезе, оценку их параметров и построение геологических моделей газоносных объектов.
Поэтому запасы газа по этому месторождению неоднократно пересматривались, так как с начала разработки падение давлений в залежах не соответствовали отборам.
В 1999 году было выполнено уточнение геологического строения месторождения и представлены подсчитанные объёмным методом запасы, в размере около 50 млн. м3 по категориям С1+С2 [7]. Таким образом, величина начальных геологических запасов практически не изменилась. В то же время объёмы дренируемых запасов по мере разработки месторождения менялись существенно.
В 2004 году Ибрагимовым А.Г. и др. [10] была произведена очередная попытка переоценки геологических запасов. При этом авторы работы ориентировались, в основном, на результаты разработки. По их оценкам на Урге запасы категории С1 составили 13696 млн. м3 (газа сырого).
В таблицах 3-5 представлены результаты вышеуказанных подсчётов. Месторождения Урга введено в опытно-промышленную эксплуатацию 27 августа 1995 г. По проектам разработки и обустройства, выполненным институтом «Уз-бекНИПИнефтегаз» по приказу № 45 от 28.03.1995 г. Национальной корпорацией «Узбекнефтегаз».
В соответствии с вышеупомянутым приказом ввод месторождения в опытнопромышленную эксплуатацию должен быть осуществлён 5-ю разведочными скважинами (№№ 4, 6, 7, 8, 10).
По протоколу № 17-8-133 от 29.07.95 г. Технического совещания НК «Узбек-нефтегаз» предусматривался ввод в эксплуатацию до 1 июля 1998 г. ещё 10 скважин, в том числе 3-х разведочных (скв. №№ 2, 9, 11) и 7-ми эксплуатационных (скв. №№ 2026) с доведением суточной добычи газа до 4 млн. м3 и газового конденсата до 25-30 т.
По состоянию на 01.01.1997 г. (время составления «Проекта промышленной разработки месторождения Урга») в общем фонде числилось 18 скважин, в том числе 11 разведочных (№№ 1-11) и 7 эксплуатационных (№№ 20-26).
Таблица з
Месторождение Урга. Подсчётные параметры и запасы газа и конденсата (категории СО, данные ПТО «Узбекгеофизика»
Пачки про- пласт- ков Площадь газоносности, тыс. мз Эффек-тив-ная газонасыщенная толщина, м Коэффициенты Поправки, доли единиц Пла- стовое дви- жение, кг/см2 Запасы газа, млн. мз Потенциальное содержание конденсата, г/мз Коэффициент из-влече-ния Запасы конденсата, тыс. т
Открытой пористости Газона- сьпцен- ности Пересчёта на сухой газ На темпе- ратуру На отклонение от закона Бойля-Мариотга
Сы- рого сухого Геоло- гичес- кие Извле- ка- емые
12109 1,7 0.23 0.79 0-9951 О.787 1.086 244 782 778 22,3 0,887 17 15
СМ со •“5 33119 9-7 0.22 0.84 0-9951 О.783 1.070 252 1^43 1^30 22.3 0.887 276 245
15623 3-6 0.17 0.78 0-9951 0.780 1.066 254 1577 1569 22.3 0.887 35 31
<^33 16726 4-0 0.18 0.74 0-9951 О.778 1.064 255 1895 1886 22.3 0.887 42 37
<^35 12763 6.9 0.18 0-75 0-9951 О.769 1.054 264 2537 2525 22.3 0.887 56 50
Район CKB.11 5516 7-6 0.14 0.72 0-9951 О.769 1.054 264 904 900 22.3 0.887 20 18
Лз6 55539 6.9 0.15 0-74 0-9951 0.7б5 1.046 269 ои/ 8628 22.3 0.887 192 170
Jз7 47100 8.3 0.15 0-73 0-9951 0-759 1.042 271 7505 7468 22.3 0.887 1б7 148
Jз8 19446 4.0 0.15 О.83 0-9951 0-750 1.026 285 1281 1274 22.3 0.887 28 25
Итого З/ЪО 1 З/ЗУ 833 739
Таблица 4
Месторождение Урга. Подсчётные параметры и запасы газа и конденсата (категории СО,данные ИГИРНИГМа, (2004 г.)
Пачки про- пласт- ков Площадь газоносности, тыс. мз Эффек-тив-ная газонасыщенная толщина, м Коэффициенты Поправки, доли единиц Пла- стовое дви- жение, кг/см2 Запасы газа, млн. мз Потенциальное содержание конденсата, г/мз Коэффициент из-влече-ния Запасы конденсата. тыс. т
Открытой пористости Газона- сыщен- ности Пересчёта на сухой газ На темпе- ратуру На отклонение от закона Бойля-Мариотга Сы- рого сухого Геоло- гичес- кие Извле- ка- емые
1а 18437 7-6 0.14 0.602 0-9949 0.785 1.079 249.2 2509 2496 22.3 0.887 56 49
ш 3375 4-5 0.14 0.602 0-9949 0.785 1.079 249.2 271 269 22.3 0.887 6 5
II 34375 8.1 0.15 О.584 0-9949 О.776 1.062 257-6 5191 5164 22.3 0.887 И5 102
III 33812 и.1 0.138 О.бОЗ 0-9949 0-759 1.042 272-3 6726 6692 22.3 0.887 149 132
Итого 140У А 14621 326 289
НАУЧНЫЕ ВЕДОМОСТИ ГЧСерия Естественные науки. 2011. №21 (116). Выпуск 17 165
Таблица 5
Месторождение Урга. Подсчётные параметры и запасы газа и конденсата (категории СО, уточнённые
ОАО «УзЛИТИнефтегаз» (1999 гО
Пачки про пласт-ков Площадь газоносности, тыс. мз Эффек-тив-ная газонасыщенная толщина, м Коэффициенты Поправки, доли единиц Пластовое движение, кг/см2 Запасы газа, млн. мз Потенциальное содержание конденсата, г/мз Коэффи- циент извлече- ния Запасы конденсата, тыс. т
Откры- той порис- тости Газона- сыщен- ности Пересчёта на сухой газ На темпе- ратуру На отклонение от закона Бойля-Мариотга
Сырого сухого Геоло- ги- ческие Извле- каемые
7981 2.2 0.228 0.82 0.9951 О.787 1.086 244 682 679 22.3 0.887 15 13
СМ со •“5 25209 7-8 0.227 0.85 0.9951 О.783 1.070 252 7980 7940 22.3 0.887 178 158
17419 0.182 0-77 0.9951 0.780 1.066 254 1772 1762 22.3 0.887 40 35
Район скв. 37 13б2 1-4 0.205 о.8о 0.9951 0.780 1.066 254 66 65 22.3 0.887
Район скв. 39 550 1-4 0.165 0.70 0.9951 0.780 1.066 254 19 18 22.3 0.887
Район скв. 27. 32 1481 5-4 0.185 0.78 0.9951 0.780 1.066 254 243 242 22.3 0.887
Район СКВ. 1. 5. 11 14026 3-6 0.172 0-79 0.9951 0.780 1.066 254 1444 1437 22.3 0.887
17324 6.2 0.177 0-74 0.9951 О.778 1.064 255 2959 2945 22.3 0.887 66 58
Лз5 37659 5-0 0.187 0-75 0.9951 О.769 1.054 264 5931 5603 22.3 0.887 126 112
Jз6 43632 6-7 0.157 0-74 0.9951 0.7б5 1.046 269 7285 7249 22.3 0.887 1б2 144
Jз7 35006 10.4 0.184 0.78 0.9951 0-759 1.042 271 1И59 11104 22.3 0.887 249 221
Jз8 12067 4.2 0.143 0-77 0.9951 0-750 1.026 285 1220 1214 22.3 0.887 27 24
Итого 38688 38496 863 7б5
166 НАУЧНЫЕ ВЕДОМОСТИ I !Серия Естественные науки. 2011. № 21 (116). Выпуск 17
В соответствии с приказом №7 от 13.01.97 г. Национальной корпорации «Уз-бекнефтегаз» годовые уровни добычи газа из месторождения Урга для проектирования его разработки были определены в количествах: 1.5 млрд. м3 в 1997 г. и 2.0 млрд. м3 в 1998-2000 гг., с максимальным суточным отбором в зимнее время 9.0 млн. м3 в 1998 г.
С целью определения технико-экономической эффективности разработки продуктивных пластов и пачек авторами проекта промышленной разработки месторождения были рассмотрены два основных и один дополнительный вариант (с учётом увеличения добычи газа в зимний период).
Был принят вариант с годовыми отборами газа - 1.5 млрд. м3 ( в 1997 г.) и 2.0 млрд. м3 (с 1998 г.). Отбор газа в период постоянной добычи - 50% от утверждённых суммарных запасов месторождения. Способ эксплуатации скважин - одновременно-раздельный, учитывая, что пласт ^2 разрабатывается самостоятельно сеткой скважин. Продуктивная пачка разрабатывается скважинами, среди которых имеются как «одиночные», эксплуатируемые без совмещения с другими пластами т пачками, так и «совмещённые» Уз5 + ^3 + ^5 + ^) варианты. Продуктивные пласты и пачки ^8, ^6, ^7, ^3, ^2а разрабатываются «совмещёнными» скважинами У38 + +
+ ^6 + ^3 + ^2а). Принимается постоянным количество скважин на весь период разработки в пластах и пачках ^8, ^5, ^3, ^, ^2а с суммарными запасами, составляющими 24% от общих запасов. Указанные пласты и пачки совмещаются следующим образом - ^8 + ^8 + ^6 + ^5 + ^3 + ^3 + Jз2а, Jз5 + Jз1.
Характерной особенностью рассмотренных вариантов являются низкие коэффициенты газо- и конденсатоотдачи за весь промышленный срок разработки месторождения, обусловленные снижением рабочих давлений на устье скважин ниже допустимых пределов (5 кг/см2), когда компремирование добываемого газа становится экономически неоправданным. Газоотдача по всем вариантам составила 68.2% от балансовых запасов.
Единственный и вполне естественный, по мнению авторов проекта промышленной разработки месторождения [11], причиной получения низких величин коэффициентов газо- и конденсатоотдачи являются низкие ФЕС терригенных пород продуктивных пластов и пачек.
По первому варианту за период постоянного отбора суммарная добыча газа составит 18.17 млрд. м3 или 48.6% от начальной величины запасов месторождения.
За весь промышленный срок разработки (2010 г.) будет отобрано 25.5 млрд. м3 газа, что составляет 68.2% от начальных запасов месторождения.
Вместе с газом будет извлечено 530.67 тыс. т конденсата или 63.7% от балансовых запасов в целом по месторождению.
Из всех продуктивных горизонтов У31, Jз2, Jз2а, Jз3, Jз5, Jз6, Jз7, Jз8) по которым были утверждены и подсчитаны запасы газа и конденсата в разработке находятся 6 Уз^ Лз2% .Гз^ ^ ^ .V).
Горизонт Jз1 эксплуатировался одной скважиной № 6 в период с 28.08.95 г. по 31.03.98 г. Суммарный отбор газа составил 14.193 млн. м3. После обводнения скважины эксплуатация горизонта была прекращена.
Горизонт Тз2 самостоятельно эксплуатировался скважинами №№ 7-10, 20, 21, 28, 30, 43, 45 и совместно с другими горизонтами скважинами №№ 4, 25, 27, 61. Утверждённые запасы сухого газа 12369 млн. м3. В эксплуатацию введён в 1995 г. Суммарная добыча (на 01.01.2010 г.) 4434.194 млн. м3.
Горизонт Jз2а отдельной сеткой скважин не эксплуатировался, находится в разработке совместно с другими горизонтами скважинами 11, 27, 49, 51. Утверждённые запасы сухого газа 1562 млн. м3. В эксплуатацию введён в 1996 г. суммарная добыча (на 01.01.2010 г.) 164.321 млн. м3.
Горизонт Jз3 эксплуатируется отдельно в скважинах 9, 30, 31, 37, 39, совместно с другими горизонтами в скважинах 4, 6, 25, 27, 32, 36, 46, 61. Утверждённые запасы сухого газа 1886 млн. м3. В эксплуатацию введён в 1995 г. суммарная добыча (на 01.01.2010 г.) 1174.492 млн. м3.
Горизонт Jз5 отдельно эксплуатировался в скважине 45 (в период с 21.10.99 г. по
08.05.01 г., суммарный отбор по этому горизонту составил 66715 тыс. м3). Совместно эксплуатируется в скважинах 6, 9, 11, 22, 23, 25, 30, 32. Утверждённые запасы сухого газа 3425 млн. м3. В эксплуатацию введён в 1996 г. суммарная добыча (на 01.01.2010 г.) 768.916 млн. м3.
Горизонт Jз6 отдельно эксплуатировался и эксплуатируется в скважинах 4,36 (до декабря 2002 г.), 47-49 (до февраля 2003 г.), 51 (до сентября 2003 г.), 63; совместно с другими горизонтами в скважинах 9, 11, 22, 23, 27, 30, 36, 37, 46, 49, 51. Утверждённые запасы сухого газа 8628 млн. м3. В эксплуатацию введён в 1996 г. суммарная добыча (на 01.01.2010 г.) 3254.234 млн. м3.
Горизонт Jз7 отдельно эксплуатировался и эксплуатируется в скважинах 43 (до августа 2000 г.), 50 (до декабря 2003 г.), 71, 74; совместно с другими горизонтами в скважинах 23, 37. Утверждённые запасы сухого газа 7468 млн. м3. В эксплуатацию введён в 1997 г. суммарная добыча (на 01.01.2010 г.) 369.229 млн. м3.
Горизонт Jз8 опробован в скважине 23 совместно с другими горизонтами, в этой скважине горизонт обводнился. После проведения изоляционных работ в дальнейшем в разработку не вводился. Утверждённые запасы составили 1274 млн. м3. Добычи нет.
Фактическая схема совместной эксплуатации в скважинах нескольких горизонтов, применяемая на месторождении Урга, не позволяет уверенно оценить суммарный отбор по каждому горизонту. Поэтому распределение газа по горизонтам по каждой скважине производится пропорционально утверждённым запасам этих горизонтов, что создаёт определённую условность суммарных объёмов.
В работе [8] было показано, что совместная эксплуатация горизонтов с различными ФЕС на месторождении Урга привела к тому, что в работу были включены только те пласты и прослои, ФЕС которых наиболее высоки, а пласты и прослои с ухудшенными ФЕС практически в работе не участвовали. Однако анализ результатов разработки с этой точки зрения также не обеспечивал должного объяснения такого расхождения в запасах, подсчитанных объёмным методом и МПД.
Авторы обратились к результатам определения коэффициента вытеснения газа на образцах керна, выполненных в опытно-методической партии (подсчёта запасов) ОАО «Узбекгеофизика» в 1990-1994 гг. в рамках опытно-методических работ (рис.). Исходя из того, что
для этих коллекторов при = 0,8 составляет 0.24, коэффициент извлечения
1.0
0.9
0.7
0.5
0.4
0.3
К
газ = -1,07К +0,75
к,,
: т.
50
90
100 К,иг, %
Рис. Зависимость Кпротн газ от Квыт
В целом, сопоставление результатов анализа разработки и достижения конечной величины газоотдачи продуктивных пластов по месторождениям России, Азербайджана и Узбекистана, приуроченным к терригенным коллекторам показало следующее.
1. Несмотря на то, что терригенные коллекторы разновозрастные, их объединяют сходные условия осадконакопления и близкие ФЕС.
2. Полученные коэффициенты газоотдачи близки к известным [3, 12-14], что позволяет их рассматривать в качестве универсальных.
1. Берман Л.И., Омесь С.П., Романовская Н.С. Некоторые особенности коллекторов газоконденсатного месторождения Медвежье // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭ Газпром, 1975 г. - вып.6. - С.172-176.
2. Омесь С.П., Романовская Н.С. О характере газоотдающих пластов на месторождении Медвежье // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭ Газпром, 1976. - вып.6. - С. 166-169.
3. Нефтегазопромысловая геология. Иванова М.М. и др. - М.: Недра, 2001г. - С. 87-89.
4. Султанов И.А. Газоотдача - один из основных показателей эффективности разработки месторождений // Журнал «Нефтяное хозяйство».- 2001. - №1. - С. 32-34.
5. Шилов Ю.С. К вопросу учета сорбированного и окклюдированного газа в запасах залежей // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭ Газпром, 1996г. - вып.3. - С. 172-176.
6. Пак С.А. Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Урга в РУз за 1994-95гг. -Ташкент: «УзЛИТИнефтгаз», 1995г. - 246 с.
7. Бережнов В.Т. Анализ геолого-геофизических материалов для уточнения геологической модели месторождения Урга с проведением исследовательских работ в эксплуатационных скважинах в целях внесения корректив в проект разработки // Отчет по НИР «УзЛИТИнефтгаз», Ташкент, 1999 г. - С. 139-148.
8. Халисматов И.Х., Бурлуцкая И.П.Анализ интенсификации отбора газа из обводненных пластов месторождения Урга // Отчет по НИР «Узнефтегаздобыча», Ташкент, 2000г. -С. 219-226.
9. Голубев И.А. Подсчет запасов УВ месторождения Сургиль- Сев.Арал // Отчет ОМП ОАО «Узбекгеофизика», Ташкент, 2007 г. - С. 93-95.
10. Ибрагимов А.Г. Уточнение геологической модели и переоценка запасов газа и конденсата месторождения Урга // Отчет по НИР «Узнефтегаздобыча», Ташкент, 2004. - С. 67-69.
11. Югай Д.Р. Проект разработки месторождения Урга // Отчет по НИР «УзЛИТИнефтгаз», Ташкент, 1997 г. - С. 310-318.
12. Официальный сайт журнала Нефтегаз: Website: www: hhc.co.uk.
13. Официальный сайт компании Лукойл: Website: www: press.lukoil.ru.
14. Лернер У., Митчелл Д. и др. К вопросу газоотдачи газоносных терригенных коллекторов пенсильвания Пермской провинции // Журнал Oil and Gas Maqasin, 2002. - №3. -С.81-95.
THE APPRAISAL OF THE FINAL GAS-RETURN OF THE TERRIGENOUS COLLECTORS ON THE DEPOSITS OF RUSSIA, AZERBAIJAN, UZBEKISTAN
Список литературы
Belgorod State Nftional Research University, Pobedy St., 85, Belgorod, 308015, Russia
I.P. Burlutskaya V.A. Grichanikov A.V. Ovchinnikov
In the article the reasons of an incomplete gas extraction from the deposits of the West Siberia, Azerbaijan, Uzbekistan in the time of the coexploitation of the objects with different filter-capacity qualities (FCQ) are examined. A considerable influence of the low filter-capacity qualities (FCQ) of the terrigenous rocks of the productive strata and bundles on the size of the gas- and condensate return coefficients is noted. The results of the analysis of the working exploitation and the achievement of the final size of the gas-return of the productive strata on the deposits of Russia, Azerbaijan, Uzbekistan confined to terrigenous collectors are compared.
E-mail: burlutskaya@bsu.edu.ru
Key words: the final gas-return, terrigenous collectors, the method of pressure drop, filter-capacity qualities, the appraisal of the extracting volumes of gas and gas condensate.
