Промышленное освоение нефтяных оторочек, запасы которых в основном сосредоточены в подгазовой части, - наиболее трудная задача современной теории и практики разработки нефтегазовых залежей. Еще больше она осложняется, когда запасы нефти имеют подчиненное значение по отношению к запасам газа. В таких условиях, как правило, осуществляется опережающая выработка газовой части залежи. Запасы же нефти относятся в группу забалансовых, и их промышленное освоение откладывается на неопределенный срок [3].

По мере выработки запасов газа, особенно при активном водонапорном режиме, неизбежно частичное или полное расформирование нефтяной залежи [1]. Все это создает дополнительные трудности и снижает интерес добывающих предприятий к вовлечению в разработку нефтяных оторочек.

В последние годы в Оренбургской области разведан ряд нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Перспективы открытия новых залежей довольно высоки. Дальнейшее развитие нефтедобывающей промышленности в Оренбургской области будет в значительной степени связано с вводом в разработку именно таких залежей. Поиск оптимальных технологических решений освоения нефтяных оторочек уже сейчас имеет большое практическое значение.

В настоящее время исходя из степени разведанности и размеров запасов представляют интерес нефтяные оторочки Оренбургского месторождения. Основные запасы нефти здесь сосредоточены в подгазовой части артинско-среднекаменноугольной газоконденсатной залежи. Общая толщина нефтяной оторочки составляет около 40 м, а максимальная эффективная нефтенасыщенная 19 м. Продуктивная часть разреза представлена переслаиванием плотных и пористых карбонатных разностей. Коэффициент эффективной толщины изменяется от 0,2 до 0,8, в среднем по залежи он равен 0,6. Толщина пористых прослоев 0,8- 14 м, плотных 0,5-8 м, коэффициент расчлененности варьирует от 2 до 6 при среднем значении 5.

По данным лабораторного исследования керна, средняя пористость равна 10-11 %, проницаемость 0,002-0,01 мкм². Продуктивность залежи установлена по результатам опробования 45 скважин. При прямом опробовании получены фонтанные притоки нефти дебитом до 35 м³/сут. На 9 скважинах осуществлена пробная эксплуатация, в процессе которой был проведен полный комплекс промысловых исследований, по 12 скважинам они выполнены с различной детальностью.

По данным исследования скважин, коэффициент продуктивности изменяется от 0,2 до 2 т/(сут-МПа), проницаемость от 0,001 до 0,09 мкм².

Нефть в пластовых условиях имеет плотность 0,76 г/см³, вязкость 1 мПа-с. Содержание газа в нефти 172 м³/т, давление насыщения 19,9 МПа. Начальное пластовое давление, по данным замеров, равно 20,7 МПа.

Запасы нефти по отношению к запасам газа имеют подчиненное значение.

В настоящее время газовая часть залежи планомерно разрабатывается. При составлении проекта ее разработки основные решения приняты без учета нефтяной оторочки и возможного ее промышленного освоения в последующем.

На месторождении реализована схема опережающей выработки запасов газа. В соответствии с проектом эксплуатационные скважины пробурены с неполным вскрытием продуктивной части разреза. Невскрытая часть разреза составила 40-60 м до отметки ГНК, что практически исключает попутное извлечение нефти пробуренными скважинами.

Для вовлечения запасов нефти в промышленную разработку необходимо пробурить самостоятельную сетку эксплуатационных скважин.

Технико-экономическими расчетами установлено, что при одновременной разработке газовой и нефтяной частей залежи самостоятельными сетками скважин эксплуатация нефтяной оторочки характеризуется крайне низкими технологическими и экономическими показателями. Себестоимость 1 т нефти в 3,3 раза превышает уровень замыкающих затрат по нефтедобывающей промышленности. Конечная нефтеотдача при плотности сетки 0,09-0,25 км²/скв. составляет соответственно 0,106- 0,038.

Технологические расчеты выполнялись для условий газонапорного режима и наличия газогидродинамической связи в пределах всего газонефтенасыщенного объема. При этом средний суммарный отбор одной скважиной составил всего 5 тыс. т, а продолжительность эксплуатации скважины до полного перехода на газ - не более 5 лет.

Однако, как показала практика опытной эксплуатации ряда скважин Оренбургского месторождения, фактическая динамика добычи нефти и газа существенно отличается от расчетной.

Так, при эксплуатации скв. 316, несмотря на то, что верхнее отверстие фильтра находилось всего на 2 м ниже отметки ГНК, а депрессия на пласт достигала 8-12 МПа, прорыва свободного газа не произошло. Скважина находилась в эксплуатации 90 сут. Дебит нефти изменялся от 24 т/сут в начале эксплуатации до 9 т/сут в ее конце. Скважина эксплуатировалась фонтанным способом при забойном давлении ниже давления насыщения. Минимальное забойное давление достигало 8 МПа ( рис. 1 ).

В процессе эксплуатации отмечался постоянный рост газового фактора. Однако его динамика и суммарный объем добытого газа вполне согласуются с частичным разгазированием нефти в пласте при работе скважины на режиме Рзаб < Рнас.

На основании комплексной интерпретации промыслово-геофизического материала установлено, что вскрытый скв. 316 разрез представлен переслаивающимися пористыми и плотными карбонатными разностями. На контакте газ - нефть выделен плотный пропласток толщиной 12-15 м. Судя по режиму работы скважины, он обеспечил надежное гидродинамическое разобщение нефте- и газонасыщенной частей разреза.

Данные опытной эксплуатации свидетельствуют, что при широком площадном распространении плотных пропластков могут быть зафиксированы отдельные участки нефтяной оторочки с благоприятными условиями самостоятельной разработки независимо от газовой части залежи.

В результате детального изучения разрезов скважин и последующей корреляции пропластков в пределах газонефтенасыщенной толщи выделены два участка в западной и восточной частях месторождения, где нефтенасыщенный разрез отделяется от газонасыщенного плотными пропластками. По общегеологическим признакам эти участки могут рассматриваться как самостоятельные небольшие залежи нефти, в кровле которых залегают плотные пропластки. Толщина основного экранирующего плотного пропластка выдерживается в пределах 6-11 м ( рис. 2 ). На западном участке выше по разрезу от основного экрана расположена 70-метровая плотная пачка пород верхнего карбона, обеспечивающая дополнительное разобщение нефтяной залежи с вышезалегающей газонасыщенной толщей.

Выявленные две локальные залежи относятся к типу массивно-пластовых. Суммарные запасы их составляют 10 % от общих запасов нефтяной оторочки.

Для залежи западного участка произведена технико-экономическая оценка одного из возможных вариантов ее промышленной разработки. Технологические и экономические показатели определялись для условий разработки залежи самостоятельной сеткой скважин плотностью 0,2 км²/скв с применением трехрядного блокового заводнения. Основные геолого-физические характеристики залежи, использованные в расчетах, приводятся в таблице .

Выполненные исследования показывают, что разработка отдельных участков артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки Оренбургского месторождения, несомненно, представляет практический интерес. В связи с этим детальное изучение строения разреза и поиск локальных залежей нефти в пределах газонефтенасыщенной толщи следует рассматривать как один из первоочередных этапов работы с нефтяными оторочками.

В настоящее время за рубежом испытываются различные методы создания искусственных барьеров для разобщения нефтяной и газовой частей разреза [2]. Это направление считается перспективным для обеспечения самостоятельной разработки подгазовых залежей нефти. Естественно, что при наличии в разрезе природных экранирующих пропластков, затраты на освоение подгазовых залежей нефти будут значительно ниже.

Выделенные в пределах Оренбургского месторождения два перспективных участка следует рассматривать как первоочередные объекты для проведения опытно-промышленной эксплуатации, в процессе которой необходимо решить ряд наиболее важных вопросов техники и технологии добычи нефти. Это, прежде всего оценка условий эксплуатации залежей на естественном режиме и с применением различных методов воздействия, выбор оптимальной сетки разбуривания и способа эксплуатации.

Проведение всех этих работ будет иметь важное значение для решения вопросов промышленного освоения нефтяных оторочек не только Оренбургского месторождения, но и других газонефтяных месторождений с аналогичным геологическим строением.

Предлагаемый методический подход к освоению подгазовых залежей нефти позволит уже сейчас разрабатывать некоторую часть разведанных запасов нефти.

1. Особенности геологического строения нефтегазовой залежи Оренбургского месторождения позволяют выделить отдельные участки с газогидродинамической разобщенностью нефтяной и газовой частей залежи.
2. Промышленное освоение таких участков характеризуется приемлемыми технико-экономическими показателями.
3. Для решения ряда технологических и технических вопросов и выбора оптимальной системы разработки на выделенных участках рекомендуется провести опытно-промышленную эксплуатацию.

1. Афанасьева А. В. Некоторые вопросы разработки нефтегазовых залежей. – Труды ВНИИ. М., Гостоптехиздат, 1963, вып. XI, с. 192-199.
2. Опыт разработки нефтегазовых залежей за рубежом. - Обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1977.
3. Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Под ред. А.К. Курбанова. М., Наука, 1978.

Таблица

Геолого-промысловая характеристика массивно-пластовой залежи

Примечание. Связь с законтурной системой отсутствует.

Рис. 1. График эксплуатации скв. 316

Рис. 2. Принципиальная схема строения локальных залежей нефти.

Породы: 1 - нефтенасыщенные, 2 - плотные, 3 - газонасыщенные