К оглавлению

УДК 622.279(479.24)

О нефтяной оторочке Карадагского газоконденсатного месторождения

В. С. МЕЛИК-ПАШАЕВ (ВНИИ), И. П. ЖАБРЕВ, Г. И. АЖОТКИН (Мингазпром)

Добыча газа на Карадагском газонефтеконденсатном месторождении Азербайджана началась до окончания разведки и оконтуривания основной залежи, приуроченной к горизонтам VII-VIIa среднего отдела продуктивной толщи (рис. 1). Разработка газовой части залежи продолжалась в течение 10-15 лет, что дало возможность определить фактическую величину извлечения конденсата, а, следовательно, и потери его в пластовых условиях при эксплуатации залежи на режиме истощения. Особый интерес на завершающей стадии разработки вызвало оригинальное явление - отсутствие заметного продвижения нефтяной оторочки в газовую часть залежи, несмотря на резкое снижение в ней пластового давления.

На Карадагском месторождении в конце 1954 г. в скв. 78, расположенной на далеком погружении южного крыла был получен фонтан газа в интервале 3815-3823 м. Начальный дебит газа составил 400 тыс. м3/сут газа и 70 м3/сут конденсата. При этом давление на буфере достигало 29 МПа. Последующие скважины, вступившие в разработку фонтанированием с высокими дебитами газа, подтвердили открытие крупной газоконденсатной залежи в горизонтах VII-VIIa.

Разработка этой залежи началась вскоре после получения высокодебитных газовых фонтанов в первых же разведочных скважинах.

Ввиду того, что газовая залежь не была оконтурена, а к тому времени существовало мнение, что в пределах Апшеронского полуострова нет чисто газовых залежей, Министерство нефтяной промышленности в 1956 г. направило группу специалистов (А.С. Великовский, М.А. Жданов, А.П. Крылов, В.С. Мелик-Пашаев, А.Н. Мустафинов) для анализа состояния разведки и разработки. В результате по малому числу разведочных скважин были оценены запасы газа (25 млрд, м3), рекомендовано форсированное заложение разведочных скважин для выявления нефтяной оторочки, определено количество конденсата, которое могло выпасть в пластовых условиях. Ввиду большого значения газа в обеспечении нормальной работы промышленных предприятий республики разработка единственного в то время газоконденсатного месторождения была продолжена.

Высота газовой части залежи, судя по отметкам скв. 125, расположенной на далеком погружении южного крыла вблизи берега моря (вступившей в эксплуатацию с глубины 3950-3850 м с дебитом 850 тыс. м3/сут газа и 185 т/сут конденсата), 1500 м.

Содержание конденсата закономерно увеличивалось в направлении от свода (146 г/м3) к краевой части залежи(212 г/м3). Нефтяная оторочка была установлена ниже по падению пластов в морской части южного крыла структуры. Фактические данные о разработке горизонта, начиная с 1955 по 1975 г., приведены в табл. 1.

За годы разработки газоконденсатной части залежи добыто 20 млрд, м3 газа, 1,6 млн. т конденсата. Разработка газоконденсатной части залежи VII-VIIa горизонтов Карадагского месторождения в основном была завершена в течение первых 10 лет (1956-1966 гг.).

За все время разработки нефтяной оторочки было добыто 968,8 тыс. т нефти и 570 млн. м3 газа. Таким образом, средняя величина газового фактора оказалась высокой, равной 597 м3/т, по сравнению с начальной - 200м3/т. Высокий газовый фактор, несомненно, способствовал дегазации нефтяной оторочки.

Некоторые исследователи считают, что разработка газоконденсатной зоны залежи привела к перетоку 1 млрд, м3 нефтяного газа из нефтяной оторочки.

Как указывает А.Г. Дурмишьян [2], первые признаки вторжения нефти были обнаружены в 1959 г., когда в газоконденсатной скв. 105, расположенной недалеко от газонефтяного конденсата, цвет добываемого конденсата стал темнеть. В подтверждение этого приводятся данные табл. 2.

Однако по этим данным стало возможным только с 1963 г., а не с 1959 г., уверенно говорить о притоке нефти в скважину, ибо потемнение конденсата могло произойти из-за растворения связанной нефти в выпавшем в пластовых условиях конденсате. Кроме того, следует также обратить внимание на то, что фильтр скв. 105 находился в интервале 3850-3950 м и нижние отверстия фильтра оказались в пределах нефтяной оторочки. В восточной же части залежи ГНК расположен на глубине 3950 м. Таким образом, имело место не продвижение оторочки, а судя по начальным дебитам газа (850 тыс. м3/сут) и конденсата (185 т/сут), активное проявление газовой шапки. В течение 5 лет через большую верхнюю часть фильтра выделялся газ, и только после резкого падения давления в газовой шапке началось дренирование нефтяной частизалежи. Более наглядным подтверждением вторжения нефти в газовую зону, по мнению А.Г. Дурмишьяна [2], являются результаты пробуренной в 1963 г. в зоне предполагаемого вторжения (на 70 м выше первоначального ГНК) скв. 112. При опробовании VII горизонта в интервале 3905-3932 м скважина дала газ и нефть.

Судя по положению на структуре, скв. 112 находилась в газонефтяной зоне и нет ничего удивительного, что она работала в течение первых 9-10 мес. с относительно высоким дебитом газа - 90-125 тыс. м3/сут и сравнительно низким дебитом нефти - 15-18 т/сут при высоком газовом факторе, достигающем 8 тыс. м3/т (рис. 2). В последующем началось резкое падение дебита газа. Характер эксплуатации скв. 112 типичен для газонефтяной зоны.

Таким образом, в горизонте VII-VIIa только одна газовая скв. 105, забой которой оказался в нефтеносной части пласта, при резком снижении пластового давления в верхней газоносной части пласта перешла на нефть. Вторая скв. 112, газонефтяная, вступила в эксплуатацию по истечении 8 лет с начала разработки газоконденсатной части залежи. Газовых скважин, перешедших на нефть (за исключением скв. 105), нет.

В результате разработки Карадагского месторождения создалось редко наблюдаемое оригинальное положение, когда пластовое давление в газовой части резко снизилось с 39 до 2,5 МПа в 1970 г., а в нефтяной части залежи оказалось равным 18 МПа.

Некоторые исследователи предполагали неминуемое продвижение нефтяной оторочки в газоносную часть залежи. Однако нефтяная оторочка в основном сохраняла свое начальное положение, несмотря на резкое снижение пластового давления в газоносной части залежи и большое превышение текущего градиента пластового давления в нефтяной оторочке. Это уникальное положение нефтяной оторочки, которое создалось в результате опережающей разработки газоконденсатной части залежи, требует объяснения (рис. 3).

Газовые скважины, расположенные вблизи от нефтяной оторочки, эксплуатировались с большим дебитом газа и конденсата. Выпадение конденсата происходило в пластовых условиях в непосредственной близости от нефтяной оторочки. Поэтому не исключена возможность, что при контакте конденсата с нефтью в результате выпадения высокомолекулярных смол и асфальтена происходила закупорка пор.

На начальной стадии разработки газоконденсатной части залежи возможно имело место некоторое продвижение нефтяной оторочки в пределы газовой шапки, при этом, надо полагать, вторгшаяся нефть еще более обогащалась смолами и асфальтенами, что способствовало выпадению их на контакте с конденсатом, закупорке пор и созданию столь большого градиента давления между нефтяной оторочкой и газовой шапкой. Явлению закупорки пор в значительной степени могла способствовать слабая проницаемость коллекторов VII горизонта.

Высказывается также мнение, что выделившийся растворенный газ вследствие двухфазного течения и возникших больших сопротивлений при прохождении через поровые каналы малого диаметра, по существу, «запечатал» нефтяные пласты. Есть и другие высказывания.

Таким образом, отсутствие продвижения законтурных вод, высокое содержание смол в нефти, слабая проницаемость коллекторов и, что особенно важно, физико-химические процессы, происходившие в зоне контакта между нефтью и выпавшим в пласте конденсатом, могли способствовать выпадению смолистых веществ и асфальтенов в зоне ГНК и создать условия, препятствующие продвижению нефтяной оторочки в процессе разработки газонефтеконденсатной залежи Карадагского месторождения.

Рассмотренный довольно интересный пример разработки залежи горизонтов VII-VIIa Карадагского месторождения отнюдь не свидетельствует о том, что нефтяные оторочки газонефтеконденсатных залежей других регионов могут повести себя подобным образом. Поэтому, отдавая предпочтение одновременной разработке нефтяной и газоконденсатной частей залежи, вместе с тем следует для новых залежей на основе экспериментальных исследований прогнозировать возможное поведение нефтяной оторочки в процессе разработки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Дурмишьян А. Г. Вопросы геологии, разведки и разработки газоконденсатного месторождения Карадаг. Баку, Азернефтшр, 1960.

2.     Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения. М., Недра, 1978.

3.     Искандеров М. А., Гаджи-Касумов А. С. Изменение свойств конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений. М., Недра, 1970.

Поступила 21/VIII 1982 г.

 

Таблица 1 Добыча газа, конденсата и нефти из VII горизонта Карадагского месторождения

Годы

Газоконденсатная зона

Нефтяная зона

Количество эксплуатационных скважин

Годовая добыча

Количество эксплуатационных скважин

Добыча

Дебит

Средний газовый фактор, м3

газа, тыс. м3

конденсата, тыс. т

нефти, т/год

воды, м3/год

газа, тыс. м3/год

нефти, т/сут

воды, м3/сут ,

1955

2

198,6

33,6

 

 

 

 

 

 

 

1956

8

518,3

78,1

 

 

 

 

 

 

 

1957

13

1874,7

294,0

 

 

 

 

 

 

 

1958

16

2925,2

405,3

1

10 797

-

-

122,5

-

-

1959

18

2711,0

284,1

2

81 255

1650

 -

163,0

3,3

-

1960

20

2621,2

190,1

4

147 059

14 685

24 461

142,3

14,1

166,3

1961

20

2628,1

133,0

8

173 715

32 037

48 963

87,8

15,8

281,8

1962

21

2167,2

81,0

10

202 922

47807

81 454

64,9

15,2

401,4

1963

20

1504,9

39,7

14

144 649

72 165

71 705

35,8

17,8

495,7

1964

19

1090,0

28,6

15

92 807

133 909

114 965

21,9

31,6

1237,4

1965

12

431,6

7,6

16

45 850

125 433

59 628

10,7

29,2

1300,5

1966

11

422,5

6,6

14

28 681

105 749

44 919

6,6

24,2

1566,1

1967

9

269,8

3,3

9

15 935

36 304

45 900

4,9

11,2

2870

1968

8

253,6

3,0

9

11 122

50 227

29 134

3,4

15,5

2620

1969

8

123,5

1,0

9

7 940

39 818

21 425

2,8

14,0

2700

1970

8

61,1

0,6

9

4 161

34 852

14 199

1,6

13,6

3400

1971

7

48,9

0,6

9

1 638

25 268

10 829

0,9

13,7

6600

1972

6

45,7

1,2

9

656

10 680

2 690

0,4

6,2

4100

1973

6

47,3

1,3

7

273

9 600

277

0,2

6,7

1030

1974

6

41,8

1.1

3

343

3 211

-

0,3

3,5

-

1975

6

50,5

1,4

2

65

862

-

0,3

4,0

-

И т ог о

 

20036,4

1595,1

 

969 868

744 257

 

 

 

 

 

Таблица 2

Дата

Плотность конденсата, г/см3

Содержание смол

1/1 1959

0,762

 

1/1 1960

0,765

2

1/1 1961

0,774

3,5

1/1 1962

0,800

6,0

1/1 1963

0,820

12,0

1/1 1964

0,845

15,0

 

Рис. 1. Структуры по кровле VII и V горизонтов Карадагского месторождения с нанесением выходов пород акчагыла и апшерона [2].

1 - изогипсы по кровле VII горизонта в м; 2 - то же по кровле V горизонта; выходы пород: 3 - акчагыла, 4 - нижнего апшерона, 5 - среднего апшерона

 

Рис. 2. Изменение газового фактора и среднемесячнойдобычи газа в процессе эксплуатации скв. 112(VII горизонт) месторождения Карадаг [2].

1 - газовый фактор; 2 - среднемесячная добыча газа

 

Рис. 3. Предполагаемая площадь нефтяной оторочки VII горизонта Карадагского месторождения и схема расположения рекомендуемых нагнетательных скважин.

Скважины, давшие: 1 - газ и конденсат; 2 - нефть; 3 - воду; 4 - без притока