В.П. ЩЕРБАКОВ (ГКЗ СССР)
В IV квартале 1988 г. в ГКЗ СССР были рассмотрены материалы по подсчету запасов УВ ряда месторождений.
Карачаганакское месторождение - один из уникальных объектов Прикаспийской НГП как по условиям геологического строения, так и составу углеводородных и других компонентов залежей. Объединение Уральскнефтегазгеология в 1988 г. завершило разведку месторождения (вторая очередь), с 1989 г. на нем ведется ОПЭ на естественном режиме с подачей добываемой продукции на Оренбургский газоперерабатывающий завод. Первое утверждение запасов месторождения в 1985 г. проведено по данным 17 поисковых и разведочных скважин, для завершения разведки дополнительно пробурено еще около 30 и использованы материалы более чем 50 эксплуатационных скважин.
Разведка месторождения проведена по специальной программе Мингео и Мингазпрома, учитывающей рекомендации ГКЗ СССР, данные при рассмотрении подсчета запасов в 1985 г.
Основным продуктивным горизонтом являются карбонатные отложения верхнедевонско-артинского возраста, образующие крупную атолловидную органогенную постройку высотой около 1600 м.
С учетом особенностей коллекторов и характера УВ-системы при разведке целенаправленно решались задачи, связанные с определением границы нефть-газоконденсат в пределах гидродинамически единого, уникального по высоте резервуара, а также с оценкой нижнего предела ФЕС промышленно продуктивного коллектора. Наряду с узкоинтервальным опробованием проводились отбор проб пластового флюида и исследования на установках фазовых равновесий. Это позволило с достаточной достоверностью оценить положение раздела нефть - газ, а также доказать, что нижний предел пористости промышленно продуктивного коллектора для газонасыщенной части залежи составляет 6, а для нефтенасыщенной 7 %. Важное значение имели данные исследования керна, поднятого из скважины, пробуренной на нефильтрующем растворе. На месторождении реализован оптимальный комплекс геофизических исследований скважин, керна и пластовых флюидов, методика разведки была оптимизирована с применением детализационной сейсморазведки и обеспечила высокую эффективность подготовки запасов.
Следует отметить, что ОПЭ месторождения была в основном подчинена программе добычи газа. Реализация разработанной и согласованной программы исследовательских работ, являющихся необходимыми для всесторонней подготовки этого сложного месторождения к освоению, была неполной. Остался невыполненным ряд важных задач: оптимальные режимы эксплуатации скважин, характер работ узких интервалов разреза с низкой пористостью, оценка приемистости, методика вскрытия пластов и интенсификации притоков, техническое обеспечение сайклинг-процесса, ОПЭ нефтяной части залежи.
Экспертиза ГКЗ СССР подтвердила необходимость реализации сайклинг-процесса как наиболее эффективной системы разработки месторождения. Подсчет запасов и выполненные геологоразведочные работы признаны отличными.
О больших потенциальных возможностях нефтеносности Западной Сибири, даже в таких относительно хорошо изученных районах, как Среднеобский, свидетельствует опыт разведки Приобского нефтяного месторождения, уникального по запасам и геологическому строению. Основные залежи его приурочены к субмеридиональной полосе развития русловых песчаников неокома, картирование которых стандартными методами разведочной геофизики весьма затруднено.
Геологоразведчики объединений Ханты-Мансийскнефтегазгеология и Ханты-Мансийскгеофизика в довольно короткий срок при минимальном количестве скважин, пробуренных за пределами залежей, подготовили крупное поле нефтеносности к промышленному освоению. Границы месторождения на севере и на юге пока не установлены и условно определены по степени разбуренности.
Одной из особенностей месторождения, определяющей сложность его освоения, является низкая дебитность скважин. К сожалению, в процессе разведки было уделено недостаточное внимание методам интенсификации притоков, не проводилась ОПЭ, с опозданием завершено бурение скважины на РНО и обработка отобранного в ней керна.
Экспертиза ГКЗ СССР обратила внимание на то, что в значительной части скважин пласты подверглись негативному влиянию репрессии при вскрытии бурением, а в отдельных из них время опробования оказалось недостаточным для оценки добычных возможностей. Отмечено, что при дальнейшем изучении месторождения необходимо расширить применение опережающей сейсморазведки с глубоким анализом на базе ее материалов тектонических, литологических и палеогеографических характеристик этого сложного объекта.
Более 30 лет разрабатывается Шебелинское газоконденсатное месторождение. За этот период из него извлечены запасы, существенно превышающие подсчитанные по методу падения давления и утвержденные ГКЗ СССР в 1964 г. Пересчет запасов произведен по данным разработки по четырем модификациям метода материального баланса. Экспертиза материалов показала, что авторские представления о включении в разработку низкопоровых разностей коллектора (ранее отнесенных к неколлекторам) как об основной причине увеличения запасов не подтверждены результатами исследований, а превышение подсчитанных запасов по сравнению с оцененными объемным методом связано с занижением ряда подсчетных параметров: толщин, пористости и газонасыщенности.
Объединению Укргазпром совместно с НИИ Мингазпрома рекомендовано продолжить исследования с целью однозначного решения вопроса о масштабах и путях возможной фильтрации газа из низкопоровых коллекторов месторождения.
ГКЗ СССР воздержалась от утверждения запасов нефти и газа Северо-Губкинского месторождения в Тюменской области, разведка которого проводилась объединением Пурнефтегазгеология. Качество подготовки структуры к глубокому бурению было невысоким, в связи с чем 16 скважин из 33 пробуренных на месторождении оказались за контурами продуктивности и были ликвидированы. Не были выяснены перспективы нефтегазоносности нижнеюрских и палеозойских отложений, освещенность керном продуктивной части разреза составила около 12 %, а из шести продуктивных пластов керн вообще не поднят. Из-за отсутствия петрофизической основы низкой оказалась эффективность ГИС. В недостаточном объеме проводились контроль за испытанием скважин и изоляционные работы при получении совместных притоков нефти и воды, а также при их интенсификации. Требуют дополнительного изучения положения разделов вода - нефть, газ - нефть, недостаточно данных для обоснованного расчета коэффициентов извлечения нефти и конденсата. Степень разведанности месторождения оказалась недостаточной для его промышленного освоения. Комиссия обратила внимание ПГО Пурнефтегазгеология, Главтюменьгеологии и Мингео на низкое качество проведенных на месторождении работ и необходимость принятия эффективных мер по его повышению, а также на то, что оперативный баланс запасов по этому месторождению не отражает реальное их состояние.
Существенные недостатки были допущены и при разведке Западно-Таркосалинского месторождения, открытого геологоразведчиками Главтюменьгеологии в 1972 г. Это прежде всего относится к нижнемеловому этажу нефтегазоносности. 14 скважин, пробуренных для изучения газовой залежи сеноманских отложений, дали достаточную информацию для оценки запасов. В то же время сейсмическая основа, использованная для заложения скважин на нижнемеловые залежи, оказалась недостаточно надежной, в связи с чем более 20 % скважин пробурены за контурами продуктивности. Результаты опробования нижнемеловых пластов по значительному количеству объектов не соответствуют их характеристикам по ГИС, недостаточны контроль опробования геофизическими методами и объем работ по изоляции водопритоков. Подготовленной к промышленному освоению признана только газовая залежь в сеноманских отложениях, разведка нижнемеловых должна быть продолжена с учетом рекомендаций ГКЗ СССР.
В течение пяти лет велась разведка нефтегазоконденсатного месторождения Урихтау в Актюбинской области. В карбонатной толще верхнего и среднего карбона подготовлены к промышленному освоению газоконденсатная (высота 450-470 м) с нефтяной (70 м) оторочкой залежь. Поднятие выявлено и подготовлено к глубокому бурению сейсморазведкой, однако сложные сейсмогеологические условия ограничили ее возможности, в связи с чем ряд скважин (около 30 %) оказался пробуренным за пределами продуктивной части карбонатного массива. Комплекс исследований ГИС, керна и пластовых флюидов позволил надежно обосновать запасы месторождения, а проведенная ОПЭ нефтяной части и ряд экспериментов по внедрению методов интенсификации притока - охарактеризовать добычные возможности объектов разработки. Экономическая эффективность подготовки разведанных запасов достаточно высока, качество проведенных работ признано ГКЗ СССР хорошим.
Рассматривая результаты разведочных работ и подсчет запасов по крупному Западно-Варьеганскому нефтяному месторождению, ГКЗ СССР отметила, что оперативно учтенные по нему запасы более чем вдвое превышали утвержденные, что свидетельствует о недостаточном контроле ЦКЗ Мингео за обоснованностью оперативно учитываемых запасов. Ряд допущенных при разведке месторождения недостатков обусловил аномально высокую для этого района Тюменской области стоимость подготовки разведанных запасов. Недостаточно совершенной была методика вскрытия пластов в процессе бурения, низка эффективность применения опробователей пластов на трубах, практически отсутствовал контроль ГИС за опробованием, крайне мал объем работ по интенсификации притоков, более 50 % скважин ликвидировано (38 % законтурных). Обоснованность параметров подсчета оказалась недостаточной из-за того, что не были пробурены две предусмотренные проектом разведки скважины с применением нефильтрующего раствора. В связи с недоразведанностью залежей нефти значительная часть запасов по ряду залежей переведена из категории С1 в С2.