Геологическое строение и анализ разработки VII dg пласта газоконденсатного месторождения Узловое

Основными факторами катагенеза являются давление, температура и подземные воды.

Катагенетическая преобразованность пород изученного месторождения заключается в:

- уменьшении седиментационной пористости и увеличении плотности пород;

- уменьшении проницаемости;

- сближении обломочных зерен и образовании выпукло-вогнутых контактов между зернами;

- минералогическом преобразовании монтмориллонита в основной массе глин и цементе коллекторов с высоким содержанием глин в смешанослойные минералы гидрослюдистого ряда через фазу смешанослойных минералов монтмориллонитового ряда.

Индикаторами катагенетической преобразованности пород являются структура песчано-алевритовых пород, в первую очередь, тип контактов между обломочными зернами, минералогические изменения цемента и основной массы глин, физические свойства (открытая пористость, плотность) глин.

Основным процессом, приводящим к смене класса коллектора в разрезе для каждого литологического типа, минералогического и физического преобразования глин, является механическое уплотнение под действием вышележащих толщ.

Изменение глин в процессе погружения носит необратимый характер и является закономерным процессом. Установленные закономерности изменения физических характеристик и трансформации глинистых минералов в процессе катагенеза используются как эталонные и позволяют выходить через них на глубины максимального погружения пород.

Постседиментационные преобразования песчано-алевритовых пород идут по двум основным направлениям: минералогическому изменению обломочных зерен и цементирующей глинистой массы, а также структурному преобразованию скелета пород, в первую очередь, типов контактов между обломочными зернами. В высокоемких и высокопроницаемых коллекторах, в следствие наложенных эпигенетических процессов, связанных с взаимодействием подземных вод и минералов пород, происходит образование вторичных каолинитов и гидрослюд. В породах с низкой проницаемостью преобразование глинистых минералов цемента связано с процессами катагенеза и имеет такой же характер, как в глинах.

Продуктивная часть разреза месторождения расположена в довольно широком диапазоне глубин 999-3214 м, породы испытали погружения на глубины 2,0-4,2 км.

Наименее преобразованы породы нутовского и окобыкайского горизонтов.

Продуктивные отложения нутовского горизонта залегают на глубинах 973,5-1359,5 м (глубина максимального погружения 2-2,4 км). Открытая пористость глин составляет 18-27%, плотность 1,8-2,15 г./см?. Продуктивные отложения окобыкайского горизонта залегают на глубинах 1329,5-1854,6 м (глубина максимального погружения 2,4-2,95 км). Открытая пористость глин составляет 12-21%, плотность 2,14-2,4 г/см?. Глины нутовского и окобыкайского горизонтов пластичные, хорошо разбухающие. Сложены неизменным седиментационным монтмориллонитом. Разбухаемость глин составляет от 4 до 10%.

Скелет песчано-алевритовых пород нутовского и окобыкайского горизонтов изменен слабо. Для обломочных зерен характерно незначительное количество выпукло-вогнутых контактов (1,2-28%, в среднем 12,3%), повышенное количество точечных (3-52,6%, в среднем 23,4%) и свободных от контактов зерен (7,5-16,8%, в среднем 10,38%).

О низкой степени катагенетической преобразованности пород свидетельствуют значения структурных коэффициентов: так величина коэффициента близости (Р_бл), рассчитанного по формуле Д. Кана и представляющего собой количество контактов на одно зерно, равна 0,12-0,29, в среднем 0,23 (Р_{бл max} > 1); коэффициент уплотненности (К_у), соответствующий отношению суммарной длины контактов между обломочными зернами к суммарному периметру зерен составляет 0,04-0,18, в среднем 0,1 (К_{у max} > 5); коэффициент измененности (J), учитывающий соотношение первичных и вторичных контактов, имеет значение 0,86-1,47, в среднем 1,21 (в наиболее уплотненных песчаниках Северного Сахалина он достигает 6-7); коэффициент А (рассчитанный по формуле С.С. Савкевича), представляющий собой также число контактов на одно зерно равен 0,76-1,15, в среднем 0,92 (А _max > 2,5).

Коллекторами группы А являются все литологические типы песчано-алевритовых пород (включая хлидолиты): песчаники могут быть коллекторами I класса, алеврито-песчаники - I класса до глубины 1,8 км, алевролиты - коллекторы II класса до глубины 1,25 км, хлидолиты III-А до глубины 1,8 км.

Органическое вещество, заключенное в породах нутовского и окобыкайского горизонтов имеет отражательную способность витринита 0,38-0,48 усл. ед., что соответствует протокатагенезу (ПК2-ПК3) и отвечает температурам образования до 85?С.

Продуктивные отложения дагинского горизонта залегают на глубинах 1947,5-2664 м (глубина погружения 2,9-3,7 км). Открытая пористость глин составляет 6,12%, плотность 2,35-2,45 г./см?. Глины слабо уплотненные, уплотненные, реже сильно уплотненные, сложены преимущественно монтмориллонитом (20-70%) и смешанослойными минералами монтмориллонитового ряда (10-35%).

Песчаники крупнозернистые, разнозернистые, мелко-среднезернистые могут быть коллекторами I класса во всем разрезе дагинского горизонта (см. рис. 7.14). Песчаники мелкозернистые и алеврито-песчаники могут быть коллекторами II и III-А классов до глубины около 2,3 км, ниже - III-Б. Алевролиты до глубины 2,4 км - III-Б, до глубины 2,7 км - IV-А и ниже - IV-Б класса. Хлидолиты до глубины 2,3 км - коллекторы IV-Б класса (далее данных нет). Для всех типов пород наблюдается закономерное снижение пористости и плотности.

По сравнению с вышележащими, в песчаных коллекторах дагинского горизонта, при преобладании линейных контактов между обломочными зернами, увеличивается содержание выпукло-вогнутых контактов (в среднем до 25,3%), уменьшается - точечных (в среднем до 15,4%) и свободных от контактов зерен (в среднем до 2,8%) (см. табл. 7.10). Соответственно растут и структурные коэффициенты: так величина коэффициента близости (Р_бл) равна 0,20-0,44, в среднем 0,33 (Р_{бл max}> 1); коэффициент уплотненности (К_у) составляет 0,12-0,16, в среднем 0,15 (К_{у max}> 5); коэффициент измененности (J) имеет значение 1,36-1,80, в среднем 1,56; коэффициент А равен 1,02-1,41, в среднем 1,17 (А_max> 2,5).

Отражательная способность витринита составляет 0,48-0,65 усл. ед., что соответствует длиннопламенной градации мезокатагенеза и отвечает температурам образования 85-125?С.

Наиболее изменены породы уйнинского горизонта, продуктивная часть которого расположена на глубинах 2953-3217 м (глубина максимального погружения 3,95-4,3 км). Открытая пористость глин составляет 3,1-5,5%, плотность 2,4-2,5 г/см?. В верхней части горизонта (до глубины 3,3 м) основная масса глин представлена смешанослойными минералами с количеством набухающих пакетов до 40-50%, ниже - смешанослойными минералами с количеством набухающих пакетов до 10%. Глины неразбухающие, аргиллитоподобные, редко аргиллиты, характеризующиеся повышенной трещиноватостью. Наиболее трещиноваты породы, расположенные ниже III un пласта. Трещины расположены как параллельно слоистости, так и под углом к ней. Плотность трещин 40-200 1/м, трещинная проницаемость 3-14х10??мкм?, трещинная пористость достигает 0,23%.

Мелко-среднезернистые и средне-мелкозернистые песчаники до глубины 3,1 км могут быть коллекторами II и III-А классов, до глубины 3,2 км - III-Б, ниже - IV-А. Песчаники мелкозернистые до глубины 3 км - III-Б, до глубины 3,1 км - IV-А, ниже - IV-Б. Алеврито-песчаники на глубине 3,3 км превращаются в коллекторы V класса. Алевролиты до глубины 3,1 км могут быть коллекторами IV-Б класса, до глубины 3,3 км - V класса и далее становятся не коллекторами. Хлидолиты не являются коллекторами.

Продолжается закономерное увеличение количества выпукло-вогнутых контактов между обломочными зернами в песчаных породах (в среднем до 40,2%), уменьшение точечных (в среднем до 14,2%); свободные от контактов зерна встречаются редко (в среднем до 0,67%). Все это отражается на возрастании структурных коэффициентов: так величина коэффициента близости (Р_бл) равна 0,31-0,48, в среднем 0,37 (Р_{бл max} > 1); коэффициент уплотненности (К_у) составляет 0,14-0,19, в среднем 0,17 (К_{у max} > 5); коэффициент измененности (J) имеет значение 1,81-2,10, в среднем 1,96; коэффициент А равен 1,18-1,67, в среднем 1,36 (А _max > 2,5).

Отражательная способность витринита, заключенного в породах уйнинского горизонта, составляет 0,69 усл. ед., что соответствует газовой градации мезокатагенеза, и отвечает температуре образования 130?С.

Таким образом, коллекторы различных стратиграфических горизонтов в различной степени катагенетически преобразованы. Во всем вскрытом разрезе присутствуют коллекторы высокой и средней проницаемости и емкости. Не коллекторами становятся только алевролиты и хлидолиты. Полученная закономерность катагенетического преобразования пород хорошо согласуется с общей схемой преобразованности пород Северного Сахалина в этих интервалах палеоглубин.

Вывод: коллекторы, входящие в состав разных стратиграфических горизонтов, имеют характерные отличительные литолого-структурные и оценочные параметры. Это различие связано с условиями формирования пород: как седиментационными, так и катагенетическими.

Коллекторы нутовского и окобыкайского горизонтов наименее катагенетически преобразованы, отличаются повышенными значениями открытой пористости, глинистости, неравномерностью распределения глинистого материала. Нижний предел глинистости равен 38%. И хотя остаточная водонасыщенность коллекторов этих горизонтов не изучена, очевидно, высокое содержание остаточной воды в них и, следовательно, большая разница между открытой и эффективной пористостями (особенно для коллекторов группы В и С). Коллекторы, слагающие пласты нутовского и окобыкайского горизонтов более тонкозернистые (преимущественно алевролиты, алеврито-песчаники и мелкозернистые песчаники) по сравнению с нижележащими, отличаются плохой отсортированностью обломочного материала.

Коллекторы дагинского горизонта также характеризуются неравномерным распределением глинистого цемента (особенно коллекторы группы В и С), но в меньшей степени, чем нутовские и окобыкайские. Нижний предел глинистости коллектора равен 27%. Для пород дагинского угленосного горизонта характерно распределение в пластах наиболее крупнозернистых песчаников с медианным размером зерен от 0,21 до 0,37 мм, имеющих повышенные коллекторские свойства.

Коллекторы уйнинского горизонта хорошо отсортированы, содержат наименьшее количество глинистого равномерно распределенного материала (нижний предел глинистости коллектора равен 18%), но наиболее катагенетически преобразованы. Сложены преимущественно мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми песчаниками и алеврито-песчаниками.

Для глинистых пород месторождения вниз по разрезу происходит изменение минералогического состава основной массы: в глинистых отложениях нутовского, окобыкайского и верхнедагинского горизонтов преобладают седиментационные монтмориллониты, которые постепенно переходят в смешанослойные минералы монтмориллонитового ряда (средняя и нижняя часть дагинского горизонта) и смешанослойные минералы гидрослюдистого ряда (уйнинский горизонт). Соответственно этому меняется характер размокаемости глин: от хорошо разбухающих пластичных глин нутовского, окобыкайского и верхнедагинского горизонтов до неразбухающих аргиллитоподобных и аргиллитов уйнинского горизонта. Увеличивается плотность от 1,8 до 2,51 г./см?, уменьшается открытая пористость от 27 до 3,1%.

По отражательной способности витринита органическое вещество, заключенное в породах нутовского и окобыкайского горизонтов, находится на буроугольной градации катагенеза, дагинского - длиннопламенной, уйнинского - газовой.

Обоснование нижнего предела коллекторских свойств пород

Нижний предел проницаемости (Таблица 6)

В предыдущем подсчете запасов для установления нижнего предела проницаемости были использованы корреляционные зависимости «эффективная пористость - абсолютная газопроницаемость», «открытая пористость - проницаемость», последняя построена в линейных координатах. Нижнему пределу проницаемости равному 0,1х10??мкм?, соответствовала точка с нулевыми значениями эффективной (динамической) пористости, либо 0,2х10??мкм?, отмеченная на графике «открытая пористость - проницаемость» стабилизацией значений проницаемости.

Однако при расчете эффективной пористости не была учтена остаточная нефтенасыщенность - величина, имеющая большое значение для газовых коллекторов. Имеющийся массив данных по остаточной нефтенасыщенности, полученный прямым методом на запарафинированных образцах, не достаточно репрезентативен: отсутствуют замеры в образцах из нутовского и окобыкайского горизонтов, в дагинском горизонте охарактеризовано лишь три пласта. Значения остаточной нефтенасыщенности колеблются в широком диапазоне от 0,65 до 34%, поэтому для построения зависимости «эффективная пористость - абсолютная газопроницаемость» с учетом остаточной нефтенасыщенности нужны данные по замеру в одном образце и остаточной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности. Таких данных недостаточно. Так как бурение велось на растворе с водяной основой, то полученная прямым методом водонасыщенность является «текущей», а остаточная водонасыщенность определялась методом центрифугирования.

В результате явного занижения нижнего предела проницаемости в разряд коллекторов попадали алеврито-глины и чистые глины. Анализируя макроскопическое описание керна, можно говорить, что керна из глинистых прослоев в пластах отобрано достаточное количество, но большая его часть не исследовалась в лаборатории, поэтому массив данных по физическим свойствам глин не велик.

Анализ графика «открытая пористость - проницаемость», построенного в линейных координатах и обработанного на компьютере показывает, что начало заметного роста значений проницаемости (перегиб кривой) начинается не с 0,2х10??мкм?, а с 1х10??мкм? (рис. 6).

Количества данных по гидродинамическим исследованиям пластов на момент предыдущего подсчета запасов было недостаточно. После 1976 года работы по гидродинамическим исследованиям скважин продолжались до настоящего момента. Между удельной продуктивностью скважин (Кпр.уд.), рассчитанной по абсолютно-свободному дебиту газа и проницаемостью коллекторов (k), выявлена достаточно тесная корреляционная связь (коэффициент корреляции 0,8343), которую можно описать уравнением:

k = 82,12 Кпр.уд.? + 191,98 Кпр.уд. + 1,1

Нулевому значению коэффициента продуктивности соответствует значение проницаемости в 1,1х10??мкм?, который мы принимаем за нижний предел проницаемости. Нижний предел проницаемости для газовых коллекторов, равный 1х10??мкм?, рекомендован в инструкции по подсчету запасов и не противоречит аналогичным данным по многим месторождениям Сахалина.

Нижний предел пористости

Как было отмечено, коллекторы, входящие в состав разных стратиграфических горизонтов, имеют характерные отличительные литолого-структурные и оценочные параметры. Это различие связано с условиями формирования пород: как седиментационными, так и катагенетическими.

В связи с этим, для определения нижних пределов пористости, глинистости и остаточной водонасыщенности пласты группировались в соответствии с приуроченностью к стратиграфическому горизонту.

Для обоснования нижнего предела пористости использовались корреляционные зависимости «открытая пористость - проницаемость» (рис. 7.18, 7.19, 7.20, 7.21). Нижние пределы пористости для продуктивных частей стратиграфических горизонтов равны:

нутовский горизонт - 21,1%

окобыкайский - 18,7%

дагинский - 14%

уйнинский - 13%

Для обоснования нижнего предела пористости в предыдущем подсчете запасов использовались корреляционные зависимости «остаточная водонасыщенность - пористость» без учета остаточной нефтенасыщенности, поэтому данные по нижнему пределу пористости были ниже.

Нижний предел «глинистости»

Нижние пределы количественного содержания в коллекторе глинистого цемента определялись по корреляционным зависимостям «абсолютная проницаемость - глинистость» для каждого стратиграфического горизонта, за исключением нутовского и окобыкайского. Последние были объединены, поскольку аналитических определений «глинистости» и проницаемости по этим горизонтам недостаточно для установления нижних пределов. Как уже отмечалось, породы нутовского, окобыкайского, в меньшей степени дагинского горизонтов характеризуются неравномерным распределением глинистого цемента в коллекторах. В коллекторах уйнинского горизонта глинистый цемент распределяется равномерно.

Нижние пределы глинистости составляют:

окобыкайский+нутовский - 38%

дагинский - 27,3%

уйнинский - 18,3%

Нижний предел остаточной водонасыщенности

На месторождении замеры остаточной водонасыщенности прямым методом отсутствуют, так как бурение велось на фильтрующих растворах. Определение остаточной водонасыщенности производилось методом центрифугирования на образцах керна цилиндрической формы. Режим центрифугирования включал в себя семь ступеней, давление на последней ступени достигало 4 атм. Параллельно замерам остаточной водонасыщенности определялись электрические свойства при различной насыщенности образца.

Как отмечалось, породы нутовского и окобыкайского горизонтов практически не охарактеризованы остаточной водонасыщенностью. Массив данных по остаточной водонасыщенности пород продуктивных частей разреза уйнинского и дагинского горизонтов достаточно представительный, за исключением области малых значений проницаемости.

Для установления нижнего предела по остаточной водонасыщенности коллекторов анализировались графики зависимости «остаточная водонасыщенность - абсолютная проницаемость». Нижнему пределу проницаемости в 1,1х10??мкм? соответствует остаточная водонасыщенность: для дагинского горизонта - 67,7%; уйнинского - 68%. Полное водонасыщение отвечает проницаемости: для дагинского горизонта - 0,13х10??мкм?; для уйнинского -0,18х10??мкм?. Для окобыкайского горизонта зависимость, построенная по четырем точкам, не представительна.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ УЗЛОВОЕ

Нижние пределы коллекторских свойств

Горизонт	Проницаемость	Глинистость	Тип распределения глины
	поверхностные условия	при пластовом давлении
	1,1 мД	0,38 мД
	Пористость
nt	21,1%	18,9%	38,0%	неравномерный
ok	18,7%	16,8%
dg	14,0%	12,7%	27,3%
un	13,0%	11,9%	18,3%	равномерный

Примечание: 1. Количество данных для определения нижнего предела глинистости в коллекторах нутовского горизонта недостаточно, поэтому они объединены с данными по окобыкайского горизонту.

2. Нижний предел пористости при пластовом давлении получен расчетным путем по зависимости между открытой пористостью по керосину и пористостью по гелию при пластовом давлении.

5. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов VII dg пласта

Обоснование принятых величин подсчетных параметров и подсчет запасов свободного газа

Подсчет запасов свободного газа проведен объемным методом раздельно по пластам, блокам, категориям, зонам по формуле:

Vo = F х h x m x Kr x Po x Lo x ft

Рст. х Lст.

Где Vo - начальные балансовые запасы газа, млн. м?

F - площадь газоносности, м?

h - газонасыщенная толщина, м

m - коэффициент открытой пористости

Kr - коэффициент газонасыщенности

Po - среднее начальное пластовое давление по залежи, мПа

Pст. - статическое давление, равное 760 мм рт. ст. (или 0,1033 мПа)

Lo - поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-

Мариотта при стандартном пластовом давлении

Ft - температурная поправка, определенная отношением абсолютной стандартной температуры к пластовой.

Для перевода технических атмосфер в физические использован коэффициент 0,97.

Параметры для подсчета запасов газа определялись на основании изучения комплекса данных по поисковым скважинам, включающего материалы промыслово-геофизических методов, лабораторные анализы керна, газа, воды, результаты промысловых исследований в процессе опробования продуктивных пластов и эксплуатации залежей.

Площади газоносности (F) определялись планиметрированием залежей в пределах тектонических блоков и принятых контуров газоносности.

Эффективные газонасыщенные толщины (h) определялись на основании комплекса промыслово-геофизических исследований с учетом результатов опробования скважин и данных обработки керна. Расчетные значения по залежам определялись по картам изопахит, как средневзвешенные величины по площади по формуле:

h = h₁ f₁ + h₂f₂ + h_nf_n …

f ₁+ f₂ + f_n

где f - площади отдельных участков пласта, ограниченные отдельными изопахитами, тыс. м?

h - средние изопахиты, м

Коэффициент открытой пористости (m) определяется по данным исследования коллекторских свойств керна по пластам в достаточной мере охарактеризованным керновым материалом или же промыслово-геофизическими данными, характеризующим интервалы газонасыщенных толщин в случае, если исследования по керну проведены в незначительном объеме. Определение пористости по данным интерпретации материалов ГИС стало возможным в связи с хорошей сходимостью определений пористости по ГИС и керну по пластам, в достаточной мере охарактеризованным керном.

Средние и средневзвешенные значения коэффициента пористости (Кп_о) по данным промыслово-геофизических исследований скважин приведены в таблице 10, по данным лабораторных исследований керна - в таблице 11. Расчетные среднеарифметические значения пористости определены из средневзвешенных величин по скважинам и приведены в таблице 12. Как следует из таблицы, пористость определена по 63 образцам керна, отобранным из водо- и газонасыщенных частей VII dg пласта в пяти скважинах (№1, 6, 7, 10, 11) и составила 23%. Пористость из газонасыщенной части пласта скважины №6 по 25 определениям керна также составила 23%.

По промыслово-геофизическим данным пористость определена по интервалам интерпретации газонасыщенной части пласта и по всем залежам составила 23%.

В расчет по всем залежам пласта (1а, 3в, 3а блоки) принято значение коэффициента пористости равное 0,23, определенное по керну и по ГИС.

Коэффициент газонасыщенности (Kr) принят по материалам интерпретации промыслово-геофизических исследований скважин. Результаты расчета средневзвешенных величин по интервалам интерпретации приведены в таблице 10.

Расчетные среднеарифметические значения по залежам и зонам определены из средневзвешенных величин по скважинам и приведены в таблице 12.

Начальные пластовые давления (Р_о) в газовых залежах определялись по замерам в скважинах, а также по графику зависимости Рпл. от глубины (рис. 9). Для чего все имеющиеся данные по замерам начальных пластовых давлений (таблица 13) нанесены на график. На графике все точки давлений при минимальном разбросе укладываются на прямую линию (рис. 5). Построенный график позволил определить начальные пластовые давления в неопробованных залежах или в залежах, где не удалось провести замеры.

Все расчетные значения начальных пластовых давлений, принятые по замерам в скважинах или снятые с графика, приведены к глубинам кровли продуктивных пластов в тех случаях, когда высоты залежей небольшие (до 20-25 м), или к середине залежей в тех случаях, когда высоты залежей превышают 25-30 м. Середина залежей определялась путем вычитания из отметок контура газоносности половины высоты залежей.

Для определения пластовой температуры по залежам, где не были проведены замеры температур, построен график (рис. 10) зависимости пластовой температуры от глубины на основании точечных замеров температуры максимальными термометрами при исследовании скважин.

5.1 Обоснование категорийности запасов по залежам

Запасы газа и конденсата на месторождении Узловое по степени изученности оценены по категории С₁ в тех залежах, где получены фонтаны газа или газа с конденсатом, и С₂ в тех залежах, где продуктивность предполагается по материалам промыслово-геофизических исследований скважин. Все залежи 5, 5а, 4, 3, 3а, 3б, 2б, 1а блоков ограничены разрывами, установленными уверенно по материалам бурения, и подтверждены сейсмическими исследованиями последних лет. Контуры газоносности определены либо по ГВК, вскрытыми скважинами, либо по нижним дырам интервала перфорации, либо по подошве наиболее низких по гипсометрии скважин. Но восточные и западные крылья основных продуктивных блоков месторождения не достаточно изучены глубоким бурением, что не позволило оценить запасы газа и конденсата по более высоким категориям.

Пласт VII dg. Газоносность пласта установлена в 1а, 3а и 3в блоках месторождения испытанием скважин 7, 13 и 6.

Пористость рассчитывалась по исследованию 63 образцов керна, отобранного из газо- и водонасыщенных интервалов пяти скважин (1, 6, 7, 10, 11) и газонасыщенных интервалов скважины №6.

По промыслово-геофизическим данным пористость определена по интервалам интерпретации газонасыщенной части пласта в скважинах №7, 24, 6, 21, 32, 13, 23. Определения пористости по керну и промыслово-геофизическим данным совпадают.

Блок 1а. В блоке пробурены и опробованы две скважины 7 и 24. В обеих скважинах получены фонтаны газа с конденсатом. Граница залежи установлена уверенно по отметке нижних дыр интервала перфорации в скважине 7 и среднему значению нижних границ продуктивности по скважинам 7 и 24.

В расчет принято значение пористости, определенное по шести интервалам интерпретации газонасыщенной части пласта в скважинах 7 и 24. Начальное пластовое давление, приведенное к кровли пласта, и пластовая температура приняты по замерам в скважинах 7 и 24.

Физико-химические свойства газа определены по анализам проб, отобранным в скважинах 7 и 24.

Запасы газа отнесены к категории С₁

Блок 3а. В блоке пробурены и испытаны две скважины №13 и 23. При испытании скважины №13 получен фонтан газа с пластовой водой, скважины №23 - приток пластовой воды. По материалам ГИС кровельная часть коллектора в обеих скважинах продуктивна. Контур газоносности проведен с определенной долей условности по нижним границам продуктивности, установленным по материалам ГИС скважин №13 и 23.

Пористость определена по двум интервалам интерпретации газонасыщенной части пласта скважин №13 и 23.

Начальное пластовое давление, приведенное к кровле пласта, принято по замерам в скважине №13 (блок 3а) и скважине №6 (блок 3в).

Значение пластовой температуры снято с графика зависимости t? пл. от глубины.

Физико-химические свойства газа определены по лабораторным исследованиям пробы газа, отобранной из скважины 6.

По степени изученности запасы газа отнесены к категории С₂.

Блок 3в. В пределах залежи пробурены и опробованы три скважины №6, 21, 32. При опробовании скважин №21 и 32 получены фонтаны газа с конденсатом. При опробовании средней части пласта в скважине №6 получен фонтан газа с конденсатом и водой, кровельной части пласта - фонтан газа с конденсатом.

Контур газоносности проведен по отметке нижних дыр интервала перфорации в скважине 6, где получен безводный фонтан газа с конденсатом.

Пористость определена по восьми интервалам интерпретации газонасыщенной части пласта скважин №6, 21, 32.

Начальное пластовое давление по залежи, приведенное к кровле пласта, принято по замерам в скважинах 13 (3а блок) и 6 (3в блок).

Физико-химические свойства газа приняты по анализу пробы газа, отобранной из скважины 6.

Запасы газа оценены по категории С₁ и приведены в таблице 16.

5.2. Сопоставление параметров и запасов свободного газа и конденсата, принятых при пересчете и утвержденных ранее

Сопоставление вновь подсчитанных запасов свободного газа и конденсата, параметров подсчета с ранее утвержденными ГКЗ и числящимися на балансе, приведено в таблицах 15 и 16.

Как следует из таблиц, уменьшение из запасов свободного газа в целом по месторождению составило по категории С₁ - 42%, по категории С₂ - 35%.

Основные изменения начальных запасов свободного газа и конденсата связаны с уточнением геологического строения месторождения по материалам вновь пробуренных 12 эксплуатационных скважин и одной поисковой скважины и проведенных сейсморазведочных работ МОГТ-2Д и 1997-2000 гг.

По всем залежам наблюдается уменьшение площади газоносности в результате изменения границ продуктивности за счет уточнения положения ранее выявленных разрывных нарушений (2, 3, 3а, 4, 5), которые контролируют залежи 1а, 3, 3а, 4, 5 блоков, выявления новых разрывных нарушений (2б, 3б, 3в, 4а, 4б, 1а, 5б), которыми отдельные продуктивные блоки (3а, 4, 5) разбиты на 2-3 блока, а также изменения высотного положения газоводяных контактов.

В результате уничтожения высотного положения контуров газоносности и данных по вновь пробуренным скважинам по всем залежам приняты измененные значения газонасыщенности толщин.

Кроме того, в предыдущем подсчете запасов газонасыщенные толщины принимались в расчет, в основном, как среднеарифметические величины, или же определялись по материалам одной скважины. Теперь газонасыщенные толщины определены как средневзвешенные по площади, что внесло определенные изменения в расчетные значения газонасыщенных толщин.

Изменения расчетных значений пористости и газонасыщенности связаны с переинтерпретацией данных ГИС, проведенных в ранее пробуренных скважинах, и интерпретацией промыслово-геофизических материалов вновь пробуренных скважин. По залежам, где расчетные значения пористости приняты по лабораторным исследованиям керна, изменение значений К_о.п. связаны с пересмотром нижних пределов пористости, проницаемости, глинистости и карбонатности коллекторов продуктивных пластов.

Расчетные значения начальных пластовых давлений, а также поправок на отклонение реальных газов от идеальных уничтожены в связи с получением новых данных по замерам пластовых давлений и температур, лабораторных анализов поверхностных проб газа и конденсата.

Пробы газа и конденсата в пластовых условиях во вновь пробуренных скважинах не отбирались. Поэтому в расчетные параметры для подсчета запасов стабильного конденсата внесены небольшие корректировки, полученные в результате анализа старого фактического материала.

Пласт VII dg. Наличие запасов газа в залежах 1, 2, 3а блоков, ранее утвержденных комиссией ГКЗ, бурением и испытанием новых скважин, полностью подтверждено. Только в результате изменения геологического строения северной части месторождения залежь блока 1 индексируется как 1а, а запасы газа залежи блока 2, установленной испытанием скважины №6, отнесены к блоку 3в.

Блок 1а. В результате изменения геологического строения северной переклинали по материалам сейсмических исследований последних лет и материалам бурения новой скважины №24, несмотря на неизменное высотное положение контура газоносности, площадь газоносности сокращена на 20%.

Газонасыщенная толщина, ранее принятая по скважине №7, по сравнению с представляемой, рассчитанной как средневзвешенная величина по площади по скважинам №7 и 24, сокращена с 11 м до 6,6 м. Газонасыщенность, с учетом интерпретации промыслово-геофизических материалов, по новой скважине №24 сокращена с 72% до 70%.

Остальные подсчетные параметры (пористость, начальное пластовое давление, поправки на отклонение реальных газов от идеальных) оставлены без изменений.

В результате запасы газа, ранее оцененные по категории С₂ в количестве 203 млн. м? полностью списаны, Запасы газа категории С₁ уменьшены на 29 млн. м? или 13%.

Блок 3в. В результате изменения геологического строения, проведением разрывов 3б и 3в, а также изменением высотного положения контура газоносности на 10 м, площадь залежи газа, установленной опробованием скважины 6, уменьшена на 31%.

Газонасыщенная толщина, с учетом материалов бурения новых скважин, сокращена незначительно (с 9,5 м до 8,4 м).

Остальные подсчетные параметры (пористость, начальное пластовое давление, поправки на отклонение реальных газов от идеальных и температура) оставлены практически без изменений.

Запасы газа категории С₁ сокращены до 69 млн. м?, что составило 40% от утвержденных ГКЗ.

Блок 3а. По залежи блока 3а, за счет изменения геометрии залежи (проведения разрыва 3в), резко сокращена площадь газоносности (на 61%). Уменьшено значение газонасыщенной толщины с 5,9 м до 3,3 м за счет привлечения материалов во вновь пробуренной скважине №23.

Остальные подсчетные параметры (пористость, начальное пластовое давление, поправка на отклонение от закона Бойля-Мариотта) оставлены практически неизменными. В результате запасы газа по блоку 3а, оцененные по категории С₂, уменьшены на 37 млн. м? или 79%.

В целом по пласту в результате проведенных изменений запасы газа, оцененные по категории С₁, уменьшены на 98 млн. м? или 25%, запасы газа оцененные по категории С₂, уменьшены на 240 млн. м? или 96%.

6. Подсчет запасов стабильного конденсата

Запасы конденсата подсчитаны по 16 залежам пяти пластов (II dg, IV dg, VI dg, VII dg, IX dg) дагинского горизонта и трем залежам трех пластов (I un, II un, III un) уйнинского горизонта. Подсчет балансовых запасов стабильного конденсата проводился путем умножения потенциального содержания пентанов и вышекипящих (С₅₊) в сухом газе на г/м? на запасы «сухого» газа в млн. м?, деленные на 10⁶. Потенциальное содержание пентана плюс вышекипящих в газе (сухом и пластовом) определялось по данным исследования газоконденсатной характеристики пластов. Для залежей газоконденсатная характеристика не определялась, потенциальное содержание С₅₊ принималось по аналогии с ниже и вышележащими залежами, содержащими газ, близкий по составу газу данной залежи. Принятые значения С₅₊ по залежам сведены в таблицу.

Пластпропласток	Блок	Потенциальное содержание С5+ на м? газа
		сухого	пластового
II / IIa	3а	по аналогии 28,6
	3б	по аналогии 28,6
	3в	28,6	28,5
	5	по аналогии 28,6
II dg / II dg	2б	28,6 по аналогии с блоком 3в
	3а	28,6 по аналогии с блоком 3в
	3б	28,6 по аналогии с блоком 3в
	3в	28,6	28,5
	5	28,6 по аналогии с блоком 3в
IV dg	3а, 3в	28,6 по аналогии с блоком 3в, пласт II dg
VI dg	3в	28,6 по аналогии с блоком 3в, пласт II dg
VII dg	1а	65,3	64,5
	3в	60,9	60,1
	3а	60,9 по аналогии с блоком 3в
IX dg	3в	114,2	111,8
I un	4в	152,8 по аналогии с блоком 4, пласт II un
II un	4	152,8	148,3
III un	4	152,8 по аналогии с блоком 4, пласт II un

Извлекаемые запасы конденсата подсчитаны путем умножения балансовых запасов на коэффициент конденсатоизвлечения.

Коэффициент извлечения конденсата из недр определялся отношением разности величин начального потенциального содержания конденсата и его потерь к начальному потенциальному содержанию конденсата.

Пластовые потери для залежей VII dg пласта (блок 1а, скв. 7), II un пласта (блок 4 скв. 12) определялись экспериментально. Для залежей (блок 3в скв. 6) II dg, VII dg, IX dg пластов - на основании эмпирической зависимости коэффициента конденсатоизвлечения от состава пластового газа и свойств конденсата, определялся коэффициент конденсатоизвлечения, по которому определялись пластовые потери.

Результаты определения пластовых потерь и коэффициента извлечения по залежам сведены в таблицу.

Пласт/ пропласток	Блок	Коэффициент извлечения	Пластовые потери г/м?
		экспери- ментальный	эмпирический	экспери- ментальные	эмпирические
II dg	2б		по аналогии с 3в - 0,71
	3а		по аналогии с 3в - 0,71
	3б		по аналогии с 3в - 0,71
	3в		0,71		8,29
	5		по аналогии с 3в - 0,71
II dg	3а		по аналогии с 3в - 0,71
	3б		по аналогии с 3в - 0,71
	3в		0,71		8,29
	5		по аналогии с 3в - 0,71
IV dg	3а-3в		по аналогии II dg блок 3в скв. 6 - 0,71		по аналогии IIdg блок 3в скв. 6 -8,29
VI dg	3в		по аналогии II dg блок 3в скв. 6 - 0,71		по аналогии IIdg блок 3в скв. 6 -8,29
VII dg	1а	0,61		25,57	19,27
	3в		0,69
	3а		по аналогии блок 3в - 0,69		по аналогии блок 3в - 0,69
IX-X dg	3в		0,65		39,96
I un	4в	по аналогии II un - 0,59		по аналогии II un - 61,96
II un	4	0,59		61,96
III un	4	по аналогии II un - 0,59		по аналогии II un - 61,96

Ниже приведена газоконденсатная характеристика и подсчет запасов конденсата по залежам VII dg пласта.

Залежь 1а блока. Газоконденсатная характеристика залежи 1а блока определялась по результатам исследований в скважине №7, вскрывшей VII dg пласт в интервале 2482-2490 м, пробы газа и конденсата отбирались при дебитах 116,2 т м?/сут. и 11,2 м?/сут. при условии сепарации Р_сеп - 9,9 МПа и Т_сеп - 10?С. Конденсатный фактор составил по сырому конденсату 96,4 м?/м?, по стабильному конденсату -74,6 м?/м?. По результатам анализов проб насыщенного конденсата рассчитывался состав пластового газа. Состав пластового газа приведен в таблице.



Компоненты	Состав газа	Состав конденсата	Состав пластового газа
	сепарации	дегазации	дегазированного	сырого
	г/моль	% моль	г/моль	% моль	г/моль	% моль	г/моль	% моль	г/моль	% моль
СН4?	942,00	94,20	8,56	92,10			8,56	41,35	950,56	93,12
С2Н6	32,0	3,20	0,45	4,80			0,45	2,15	32,45	3,18
С3Н8	2,00	0,20	0,02	0,20			0,02	0,09	2,02	0,20
?С4Н10	6,00	0,60	0,08	0,90			0,08	0,40	6,08	0,60
?С5Н12+высшие	2,00	0,20	0,04	0,40	11,42		11,45	55,29	13,45	1,32
N2	6,00	0,60	0,06	0,60			0,06	0,27	6,06	0,59
СО2	10,00	1,00	0,09	1,00			0,09	0,45	10,09	0,99
Всего	1000	100	9,30	100	11,42		20,71	100	1020,71	100
Мольная доля газа сепарации в пластовом газе 0,980
Мольная доля «сухого» газа в пластовом газе 0,987

Потенциальное содержание С₅₊ в пластовом газе рассчитывалось как сумма этих углеводородов в газе сепарации и дегазации по формуле:

П=q:V (0,03x&xL₁+bx?²⁰)+10xL₃хМ₃:24,04 г./м? где

q - содержание насыщенного конденсата, см?/м?

V - объем контейнера для отбора проб сырого конденсата

& - количество жидких углеводородов в дегазированном конденсате, см?

?²⁰ - плотность углеводородов С₅₊

M - молекулярная масса углеводородов С₅₊ г/моль

M₃ - молекулярная масса С₅₊ в отсепарированном газе

L₁ - содержание С₅₊ в газе дегазации, % моль

L₃ - содержание С₅₊ в газе сепарации, % моль

Потенциальное содержание С₅₊ в расчете на 1 м? отсепарированного газа:

П=96,5/887,5х (0,03х85,8х0,4+687,5х0,794)+10х0,2х77/24,04=65,87 г./м?

Потенциальное содержание С₅₊ в расчете на 1 м? сухого газа - 65,40 г./м?

Потенциальное содержание С₅₊ в расчете на 1 м? пластового газа - 64,54 г./м?

Потенциальное содержание углеводородов в расчете на 1 м? пластового газа:

Этана - 3,18 х 12,5 = 39,75 г./м?

Пропана - 0,20 х 18,3 = 3,66 г./м?

Бутанов - 0,60 х 24,2 = 14,52 г./м?

Потенциальное содержание углеводородов в расчете на 1 м? сухого газа: Этана - 39,75/0,987 = 40,27 г./м?

Пропана - 3,66/0,987 = 3,71 г./м?

Бутанов - 14,52/0,987 = 14,71 г./м?

Изучение фазового поведения пластового газа показало его полную насыщенность конденсатом. Давление начала конденсации равнялось начальному пластовому давлению и составляло 25,08 МПа. Давление максимальной конденсации высококипящих углеводородов в пласте составляло 6 МПа (рис. 11).

На рисунке 12 приведены кривые пластовых потерь сырого и стабильного конденсата, изменение потенциального содержания конденсата в пластовом газе. Пластовые потери углеводородов С₅₊ при атмосферном давлении по экспериментальным данным составил 32,2 см?/м?. Коэффициент конденсатоизвлечения равен

Кизвл = (С₅₊нас - потери х ?²⁰)

С₅₊ нас

Кизвл = (65,40 - 32,2 х 0,794): 65,4 = 0,61

Залежь 3в блока. Газоконденсатная характеристика залежи 3в блока определялась по результатам исследования в скважине №6, вскрывшей

VII dg пласт в интервале глубин 2468-2482 м. По результатам анализов проб насыщенного конденсата определялся состав пластового газа. Состав пластового газа приведен в таблице.

Компоненты	Состав газа	Состав конденсата	Состав пластового газа
	сепарации	дегазации	дегазированного	сырого
	г/моль	% моль	г/моль	% моль	г/моль	% моль	г/моль	% моль	г/моль	% моль
СН4	960,00	96,00	2,56	91,30			2,56	24,36	962,56	95,25
С2Н6	22,0	2,20	0,15	5,30			0,15	1,41	22,15	2,19
С3Н8	1,00	0,10	0,01	0,20			0,01	0,05	1,01	0,10
?С4Н10	4,00	0,40	0,04	1,40			0,04	0,37	4,04	0,40
?С5Н12 +высшие	6,00	0,60	0,02	0,60	7,72		7,73	73,48	13,73	1,36
N2
СО2	7,00	0,70	0,03	1,20			0,03	0,32	7,03	0,70
Всего	1000	100	2,98	100	7,72		10,53	100	1010,53	100
Мольная доля газа сепарации в пластовом газе 0,990
Мольная доля «сухого» газа в пластовом газе 0,986

Исходные данные для расчета пластового газа, потенциального содержания в нем углеводородов следующие:

q = 70,2 см?/м? а = 4,0 л

V = 100 см? в = 76 см?

?²⁰ = 0,8003 г./см? I₁= 0,6% моль

M = 133 г./моль I₃ = 0,6% моль

M₃ = 77 г./моль

A = 70,2 х 4,0: 100 = 2,81 г./моль

B = 70,2 х 76 х 0,8003 х 24,04: 100 х 133 = 7,72 г./моль

Потенциальное содержание С₅₊ в расчете на 1 м? отсепарированного газа: П=70,2:100х (0,03х4,0х0,6+76х0,8003)+10х0,6х77:24,04=61,97 г./м?

Потенциальное содержание С₅₊ в расчете на 1 м? сухого газа - 62,17 г./м?

Потенциальное содержание С₅₊ в расчете на 1 м? пластового газа - 61,32 г./м?

Потенциальное содержание углеводородов в расчете на 1 м? пластового газа:

Этана - 2,19 х 12,5 = 27,37 г./м?

Пропана - 0,10 х 18,3 = 1,83 г./м?

Бутанов - 0,4 х 24,2 = 9,68 г./м?

Потенциальное содержание углеводородов в расчете на 1 м? сухого газа:

Этана - 27,37/0,986 = 27,76 г./м?

Пропана - 1,83/0,986 = 1,86 г./м?

Бутанов - 9,68/0,986 = 9,83 г./м?

Изучение фазового поведения пластового газа показало его полную насыщенность конденсатом. Давление начала конденсации равнялось начальному пластовому давлению и составляло 24,70 МПа. Давление максимальной конденсации высококипящих углеводородов в пласте, в зависимости от температуры, изменялось от 7 до 8 МПа (рис. 13)

Коэффициент извлечения конденсата определен эмпирически по составу пластового газа и свойств конденсата:

ах10^-1=10,157-0,796х1,36-0,059х2,019-6,835х10^-2 х0,8003х133+3,238х10х133:

:0,8003+0,4644х0,10-0,756х0,40+0,049х1,36-0,0422х (0,10х0,40)=6,9

а = 0,69

При коэффициенте извлечения 0,69 доля пластовых потерь на сухой газ составила (1 - 0,69 = 0,31) или 62,17 х 0,31 = 19,27 г./м?

7. Анализ текущего состояния разработки месторождения Узловое

Всего на месторождении выделено 55 залежей углеводородов (40 газовых и 15 газоконденсатных). Большинство залежей водоплавающие. По величине запасов все они небольшие (от 1 до 530 млн. м? и только в залежи XVII ok пласта 5 блока запасы составляют 1402 млн. м?). Размеры залежей 100-550 х 1010-1820 м высоты 1-68 м.

Коллекторами для газа служат мощные пласты рыхлых, слабоцементированных песков, песчаников, алевролитов и глин. Пласты в большинстве своем однородные. Глинистые прослои редкие и небольшой толщины. Проницаемость колеблется от нескольких десятков до сотен мкм?, иногда достигая 1.000-2.500 мкм?. Содержание конденсата в граммах на 1 м? газа в пластовых условиях от 28,7 до 160 г., наибольшее - в пластах уйнинской свиты.

Анализ разработки месторождения Узловое указывает на большие осложнения при эксплуатации скважин и, как следствие, ограничение дебитов по скважинам. Можно выделить следующие факторы, ограничивающие рабочие дебиты.

- разрушение газоносного коллектора, накопление породы на забое и вынос ее на поверхность;

- процесс вторжения пластовой воды и обводнение скважин.

Следующие причины способствуют разрушению забоя и выносу песка на поверхность: освоение и испытание скважин с созданием больших депрессий на пласт; большие расходы при эксплуатации скважин, наличие жидкости в призабойной зоне и стволе скважины.

Все причины, способствующие разрушению коллектора, наиболее опасны для рыхлых пород и интервалов, близких к контакту газ-вода, какие имеются на месторождении Узловое, где высоты залежей небольшие (от 5 до 40 м) и нижние дыры интервала перфорации находятся на близком расстоянии от ГВК (от 0 до 15 метров). Коллектора разрушаются даже при незначительных расходах и скоростях газового потока, причем с течением времени наблюдается тенденция к снижению допустимого дебита.

1. Необходимо заметить, что к исследованию возможности выноса песка и борьбы с выносом необходимо приступить на первых разведочных скважинах с начала их освоения и испытания, так как условия вскрытия пласта и первоначальные испытания в дальнейшем влияют на рабочий дебит скважин, а ликвидировать вынос песка труднее, чем предотвратить его. Перевод скважины из стадии освоения, когда создавалась значительная депрессия на пласт, может привести к разрушению забоя и затем предопределить вынос песка при эксплуатации. Поэтому для таких коллекторов, как на месторождении Узловое, когда существует опасность разрушения забоя, большое значение приобретает техника заканчивания скважин и условия испытаний.

Поэтому при освоении, когда продуктивная зона перфорируется в скважине, заполненной глинистым раствором, необходимо, чтобы разность давлений в пласте и скважине была минимальной или чтобы колонна была полностью заполнена раствором.

Наилучшим методом вскрытия неустойчивых газоносных горизонтов, как показала практика на месторождениях России с рыхлыми коллекторами, является бурение с продувкой газом, но при этом требуется специальное оборудование.

2. Как отмечалось выше, возможность первоначального выноса песка зависит также и от скорости притока газа к забою скважины при ее первоначальных испытаниях, то есть от величины репрессии между пластом и забоем скважины и дебитах, полученных при испытании. На месторождении Узловое первоначальные испытания проводились при очень больших депрессиях и дебитах. Депрессии на пласт создавались от 0,1-0,2 до 3,0-3,8 МПа, достигая иногда величин 4-6 МПа; дебиты газа на 4-14 мм штуцерах составляли от 41 до 558 тыс. м?/сут.

3. Первоначально при вводе залежей в разработку неверно был задан технологический режим эксплуатации скважин. Были установлены большие дебиты и депрессии: 200-350 тыс. м?/сут. и 0,2-3,0 МПа соответственно.

Если имеется опасность выноса песка на поверхность, определение предельно возможных забойных депрессий и дебитов и скоростей газового потока - наиболее важная задача при установлении оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин, так как эти показатели являются главными факторами, вызывающими разрушение коллектора.

Под технологическим режимом в данном случае понимается максимально допустимый дебит и соответствующая ему депрессия в процессе разработки месторождения без разрушения пласта, подтягивания конусов или языков обводнения на протяжении всего периода разработки месторождения. Технологический режим эксплуатации скважин устанавливается на основании данных первоначальных исследований газовых скважин или по результатам проведенных расчетов. В дальнейшем режим разработки уточняется по данным текущих испытаний и промышленной эксплуатации.

Практика работы по исследованию большого числа газовых скважин на месторождении Узловое показала, что не для всех скважин можно было обычными стандартными испытаниями определить оптимальный рабочий дебит газовых скважин. По некоторым залежам (скважины №23, 32) испытания проводились при очень высоких дебитах и депрессиях, и в продукции скважин не отмечалось наличие воды и песка. Отсюда первоначальный технологический режим, установленный по результатам испытаний, был завышен. Уже первые месяцы эксплуатации показали, что дебиты и депрессии были завышены из-за сильного выноса песка и обводнения скважин.