Выбор технологических режимов эксплуатации скважин в многопластовых месторождениях

Для каждого имеющего промышленное значение нефтяного месторождения (залежи) по данным разведочного бурения, геологических, геофизических и лабораторных исследований, испытаний и исследований скважин в процессе разведки должны быть установлены:

• литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу;
• гипсометрическое положение контактов газ-нефть-вода в разных частях залежей, форма и размеры залежей;
• общая, эффективная и нефтегазонасыщенная толщина продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров нефтеносности;
• тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов;
• характеристика пород-покрышек (вещественный состав, пористость, проницаемость и др.);
• начальные значения нефтегазонасыщенностей пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов;
• значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов;
• гидрогеологические условия и режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилежащих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород);
• физико-химические свойства пластовой нефти по данным контактного и дифференциального разгазирования до стандартных условий (давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент и сжимаемость в пластовых условиях, коэффициент усадки);
• физико-химические свойства нефти, разгазированной до стандартных условий (плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температуры начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином, процентное содержание парафинов, асфальтенов, селикагелевых смол, серы, фракционный и компонентный составы);
• физико-химические свойства газа в стандартных условиях (компонентный состав, плотность по воздуху, сжимаемость);
• физико-химические свойства конденсата (усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол);
• физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав и др.);
• дебиты нефти, газа и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты продуктивности скважин;
• смачиваемость (гидрофильность, гидрофобность) пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой и газом, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;
• зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов;
• средние значения коэффициентов теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и насыщающих их жидкостей.

Из-за сложной горно-геологических условий значимость подбора более подходящих технологических режимов эксплуатации газоконденсатных скважин увеличивается. Поэтому технологические режимы эксплуатации выбирают в соответствии с требованиями увеличения газа с учётом необходимости соблюдения условий предотвращение нарушение пластовых пород [1].

Повышение технологического режима, а также обеспечение условий для более качественного извлечения флюидов (конденсата и воды) с забоя скважин, как следствие, повысит экономические показатели разработки в целом, это должно соответствовать концепции сокращения продолжительности разработки месторождения.

Анализ действующих технических режимов эксплуатации газоконденсатных скважин месторождения Алтыгуйы проведён с использованием газогидродинамических режимов работы скважин, а также расчетных показателей, характеризующих процесс ретроградной конденсации, происходящих как в скважине, так и в зоне забоя (депресной) пласта [2].

В таблице 1 введены расчетные показатели, использованные для основных результатов режима эксплуатации скважин:

• Разница между устьевым и межтрубным давлениями, характеризующая потери давления в колонне НКТ за счет движения газожидкостной смеси в лифте скважины;
• Удельный выход стабильного конденсата по информациям проведенных замеров в ГЗУ, (г/м³);
• Забойное давление в скважине, рассчитываемое как величина межтрубного давления эксплуатации скважины (кгс/см²);
• Падение давления, в зоне конденсации пласта рассчитанное как разность между начальным давлением конденсации и забойным давлением в скважине.

На основании анализа показателей работы, показанных в таблице 1 сделаны нижеследующие заключения:

• Текущая эксплуатация скважин осуществляется на условиях режима постоянного дебита (постоянной депрессии), выбранных при условии, что породы пласта, соответствующих работе скважин, не нарушающих породы пласта (фактически отсутствует выброс механических смесей) при 8÷12мм штуцером и буферным давлением 140÷165кгс/см².
• Также перепад давления при конденсации в пласте имеет значительную величину (258-278 кгс/см²), то есть в пласте конденсируется от 68 до 63 г/м³ конденсата, что свидетельствует о значительном влиянии пласта на состояние границы забоя. В случае достаточно значительной разработки пласта такая ситуация приводит к возможности насыщения пористого пространства (предел) пласта конденсатом вблизи столба скважины [3].
• Значение среднего давления на забое газоконденсатной скважины и изотерме конденсации пластового газа (рисунок 1) оценивают содержанием 35г/м³ конденсата в пластовом газе, поступающий в забой скважины.

Потенциальный состав конденсата добываемого газа, поступающего в забой скважины, соответствует изотерме конденсации среднего давления в стволе скважины, в отличие от потенциального количество конденсата в пластовом газе, соответствующего начальному давлению конденсации. Его такое парное состояние понимается удельным количеством. По рисунку он при Р_ср.заб=214кгс/см² равно 32д/пм³.

Фактическое количество конденсата, определяемое по фактическим результатам замеров на ГЗУ, увеличивает потенциальное содержание конденсата в газе, поступающего в забой скважины (в виде пара). Тем самым подтверждается выход конденсата с забоя в ствол скважины, в жидком виде, за счет насыщения конденсатом в паровом пространстве.

Количество конденсата, учтённое в ГЗУ, представляет собой суммарное количество конденсата, поступающего из пласта в жидком виде, отделяющегося от газа в случае ретроградной конденсации в потоке газа по лифту скважины (при снижении давления температуры), а также в случае дросселя при снижении давления в лифте скважины и режимном штуцере.

Таблица 1

Технологический режим эксплуатации газоконденсатных скважин на месторождении Алтыгуйы

Рис. 1. Изотерма дифференциальной конденсации газоконденсатной системы скважины №1 (II) на площади Алтыгуйы

При опытном режиме производственной эксплуатации в лифте скважины показывает среднюю температуру газа: Т_заб=90°C; Т_ш=40°C.

При значительном падении давления в режимном штуцере скважины (при давлении шлейфа 90-110кгс/см²) при значительном падении температуры (до 15°C) возникает дросселирующий эффект, что требует защиты верхнего оборудования и шлейфа от гидратообразования, так как рассматривается специальное оборудованное устройство для подачи метанола в системную ёмкость для него [4].

Также забойное давление в эксплуатируемых скважинах изменяется в пределах 250-300атм, то есть в существующих условиях (давление, температура) и при рабочем дебите по газу удовлетворяющего по времени использования активного выхода жидкости из забоя без проблем внутри лифта до 6м/с, ускоряет скорость потока газа в башмаке лифта.

В целях получения дополнительных данных для составления проекта разработки в процессе бурения отдельных эксплуатационных скважин в интервалах залегания продуктивных пластов производится сплошной отбор керна. Количество таких скважин определяется технологической схемой и должно составлять не менее 10% проектного фонда. Работы по отбору керна в обязательном порядке должны быть предусмотрены в проектно-сметной документации на строительство скважин. Выбор эксплуатационных (добывающих) скважин, в которых в процессе бурения должен отбираться керн, производится организацией-автором технологической схемы (проекта) совместно с геологической службой нефтегазодобывающих предприятий.

Конструкции эксплуатационных (добывающих) скважин должны обеспечивать:

а) возможность реализации запроектированных способов и режимов эксплуатации скважин, создание прогнозируемых для всех стадий разработки максимальных депрессии и репрессии на пласт;

б) возможность осуществления одновременно-раздельной добычи нефти из нескольких эксплуатационных объектов в одной скважине (в случае, когда это предусмотрено проектными документами);

в) нормативные условия для производства в скважинах ремонтных и исследовательских работ;

г) применение технологической оснастки обсадных колонн, позволяющей производить качественное цементирование;

д) соблюдение требований охраны недри окружающей среды.

Конструкция обсадной колонны должна обеспечивать возможность установки клапанов отсекателей, пакерующих и других устройств.

Применение конструкции скважин с открытым забоем должно специально обосновываться в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

Конструкции скважин, намеченных к эксплуатации газлифтным способом, должны удовлетворить требованиям, предъявляемым к конструкциям газовых скважин.

Конструкция нагнетательных скважин под закачку горячей воды, пара и газа должна быть обоснована в проектном документе на разработку и в проектах на строительство скважин.

Под установленным технологическим режимом скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим проектным документом на данный период отборов нефти, жидкости и газа, и соблюдение условии надежности эксплуатации. Технологический режим скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлениями;

б) дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

в) типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.).

Технологические режимы работы скважин составляются цехами по добыче нефти, исходя из утвержденных норм отбора нефти, жидкости и газа, и утверждаются главным геологами и главным инженером нефтегазодобывающего предприятия. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению норм отбора из эксплуатационного объекта. Технологические режимы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки [5].

Ответственность за соблюдением установленных режимов несут мастер и начальник цеха (промысла) по добыче нефти.

Контроль за выполнением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется геологической и производственно-технической службами нефтегазодобывающих предприятий. В порядке надзора контроля осуществляют вышестоящие организации и органы Госгортехнадзора.

Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевой пробы добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности (эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и т.д.).

Пуск новых, необорудованных для индивидуального замера дебита и исследования скважин в эксплуатацию не разрешается.

Материалы по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего предприятия;

б) нефтегазодобывающее управление обобщает результаты анализа режимов по объектам разработки, площадям, способам эксплуатации и др. и отражает их в ежегодных отчетах.

На многопластовых газовых месторождениях Западного Туркменистана типовые конструкции скважин соответствуют геолого-техническим условиям строительства и эксплуатации скважин различной глубины в соответствии с параметрами разрабатываемых залежей [6].

Данные подвески скважины для горизонта НК-8 месторождения Алтыгуйы:

1. Диаметр эксплуатационной колонны d=140мм.
2. Диаметр НКТ d = 73 мм.
3. Глубина спуска НКТ = 3602м.
4. Диаметр подъемной колонны НКТ = 3616-3625 м.
5. Тип фонтанной арматуры – «Cameron».

Данные подвески скважины для горизонта НК-7д месторождения Алтыгуйы:

1. Диаметр эксплуатационной колонны d=146-168мм. (комбинированная)
2. Диаметр НКТ d = 73 мм.
3. Глубина спуска НКТ = 3488м.
4. Диаметр подъемной колонны НКТ = 3512-3522 м.
5. Тип фонтанной арматуры – «WOM».

Данные подвески скважины для горизонта НК-9 месторождения Алтыгуйы:

1. Диаметр эксплуатационной колонны d=140 мм.
2. Диаметр НКТ d = 73 мм.
3. Глубина спуска НКТ = 4060 м.
4. Диаметр подъемной колонны НКТ = 3950-3958 м.
5. Тип фонтанной арматуры – «Vetca Grey».

Как следует из приведенных конструкций скважин, подъемные колонны спущены до уровня фильтров, чем предусмотрены наилучшие условия выноса жидкости, поступающей на забой скважины.

Диаметр подъемных труб (73 мм) следует считать оптимальным, обеспечивающим достаточно высокие скорости потока в трубах и в то же время ограничивающим гидравлические потери при движении в трубах газожидкостного потока с высокими скоростями, что, в конечном счете, обеспечивает максимальное устьевое (буферное) давление и, соответственно, максимальное использование энергии пласта для транспорта и подготовки газа.

На текущем этапе разработки месторождения Алтыгуйы, в связи с падением пластового давления в залежах, значительное количество скважин эксплуатируется в режимах с накоплением жидкости в стволах скважин, что установлено на основе расчетов, произведенных в соответствии с временной инструкцией. Используемый в данной инструкции упрощенный метод расчета скопле­ний жидкости на забоях скважин по разности между затрубным и буферным давлением скважины (не учитывающий величины гидравлических потерь) использован для оценки жидкостных скоплений различных скважин на газовых месторождениях [7].

Установленные мероприятия по обеспечению нормального режима работы газоконденсатных скважин во время эксплуатации нижеследующие:

• проведение технико-технологических операций по выносу поступающих нижних и боковых пластовых вод с помощью применения специальных жидкостей;
• проведение мероприятий по восстановлению проницаемости в зоне забоя продуктивных пластов;
• мероприятия по охране от гидратов устьевых и внутрискважинных оборудований.

Это дает основание рекомендовать применение поверхностно-активных веществ для выноса жидкости из скважин с целью уменьшения противодавления на пласт и соответствующего повышения давления на буфере скважины [8].

Учитывая значительный дебит скважин по конденсату и появление в скважинах в ряде случаев большого количества воды, процессу вспенивания подлежит водоконденсатная смесь, для которой предпочтительно применение композиций различных ПАВ и, в частности, смеси ионогенных и неионогенных ПАВ.

Рассматривается подача ПАВ в скважину двумя способом: закачка в межтрубное пространство в жидком виде, а также производится с помощью подачи стержня лубрикаторов ПАВ на забой скважины. На начальном этапе применения ПАВ для выноса жидкости с забоев предлагается метод разовых закачек расчетных объемов растворов ПАВ в затрубное пространство скважин с переходом в дальнейшем, на ввод в скважину твердых ПАВ, с продленным сроком воздействия на скважинные флюиды.

Подача жидкого ПАВ в межтрубное пространство производится с использованием цементировочных агрегатов.

В ситуации уменьшения продуктивности пласта в результате снижения проницаемости на забое скважины по выбираемой технологии, определяющей свойство раствора, рассматривается использование кислотной обработки на скважине [9].

В необходимых случаях для борьбы с гидратообразованием на стволах скважины, рассматривается подача метанола с использованием цементировочных агрегатов через клапан ингибитора в межтрубное пространство скважины.

При оборудовании всех скважин, с целью борьбы образования гидрата на фонтанной арматуре и шлейфе разрабатывается антигидрат для добавки метанола в добываемый газ.

В процессе промышленной разработки нефтяных месторождений должны быть обеспечены сбор и использование добываемых вместе с нефтью газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов, и воды в объемах, предусмотренных в утвержденном технологическом проектном документе. Проект обустройства нефтяного месторождения под промышленную разработку может быть принят к утверждению только в случае, когда в нем решены вопросы сбора и рационального использования нефтяного газа.

На разрабатываемых газконденсатных месторождениях (залежах) Туркменистана проводиться обязательный комплекс исследований и систематических измерений по контролю разработки, соответствующий утвержденному концернами принципиальному комплексу гидродинамических и промыслово-геофизических исследований и измерений, удовлетворяющий требованиям утвержденного проектного документа на разработку.

В этот комплекс должны быть включены исследования по своевременному выявлению скважин – источников подземных утечек и межпластовых перетоков.

Установление параметров эксплуатации скважин и прогноз показателей разработки выполнен на базе запасов газоконденсатных горизонтов и участков, по которым не обнаружено наличие нефтяных оторочек.

Следует отметить, что по месторождению имеется ряд неопределенностей в оценке отдельных параметров, способных влиять на точность конечных результатов расчетов. Основными из них являются:

• степень активности законтурной области залежей и предвидение его влияния на динамику режимов дренирования в будущем;
• недостаточное количество замеров пластового давления, невозмож­ность установления закономерности его изменения во времени для большинства горизонтов;
• недостаточное количество определений фильтрационных параметров «А» и «В» для осреднения их по отдельным объектам разработки;
• малое количество экспериментальных определений коэффициента конденсатоотдачи.

Для максимального использования имеющихся данных по замерам пластового давления и приближения результатов прогноза динамики пластового давления к реальным условиям был использован следующий методический прием.

     (1)

 – отношение текущего значения пластового давления к его начальному значению;

 – отношение накопленного отбора газа к его начальным извлекаемым запасам.

На основе анализа промысловых данных с использованием имеющихся практических данных по замерам пластовых давлений для горизонтов строятся в безразмерной форме графики изменения пластового давления от накопленного отбора газа.

При определении начальных извлекаемых запасов газа был принят ожидаемый конечный коэффициент извлечение газа, равный 0,85.

По опыту разработки газоконденсатных залежей Западного Туркменистана известно, что в процессе их эксплуатации наряду с газовым режимом появляется, и напор краевых и подошвенных вод, причем доля его во времени увеличивается [10].

В расчетах были использованы изотермы дифференциального конденсата в пластовых условиях, приведенные в работе [11, 7]. Эти данные для удобства проведения расчетов на компьютере предварительно обработаны полиномами.

Последовательность расчета следующая.

1. По нижнему пласту предварительно рассчитывается годовая и накопленная добыча газа, а также средний дебит скважин по газу (q₁) на перспективу для варианта разработки его самостоятельной сеткой скважин.

При известных накопленных отборах (Q₁) определяется динамика пластового давления по нижнему плату по формуле:

    (2)

2. С использованием фильтрационных коэффициентов «А₁» и «В₁», при известном дебите газа q₁ и величине пластового давления Р_1, определя­ется забойное давление Р_с1.

    (3)

3. Для подъема жидкости на поверхность устьевое давление определяется по нижеследующей формуле:

    (4)

    (5)

ρ_г.ρ_в ρ_ж – плотность газа, воздуха и жидкости, кг/м³;

ρ_г.р., Q_г.р – соответственно плотность и дебит газа в стволе скважины в рабочих условиях, кг/м³ и тыс.м³сут;

G_ж, G_г, – массовый расход жидкости и газа, т/сут;

Q_см,Q_ж,Q_г – объемный расход газожидкостной смеси, жидкости и газа соответственно при Р_ат и Т_ст, тыс.м³/сут.

Истинное объемное газосодержание надо определять экспериментально, как отношение истинного объема газа V_u в скважине к объему ствола   Однако в связи с большими трудностями таких измерений его можно оценить по расходному газосодержанию β согласно вышеприведенной формуле (5).

Поскольку всегда φ <β, использование β вместо φ приводит к занижению забойного давления настолько выше, насколько больше разница между количеством жидкости в скважине и выносящимся потоком газа. Коэффициент гидравлического сопротивления λ необходимо определять по результатам исследований скважин на различных режимах. Ввиду отсутствия таких исследований его значение принято по [12, 13], для трубы λт = 0,025 и для пакера λп = 0,0815.

Все величины (Z_ср, ρ_г.р, Q_г.р., β и др.), зависящие от Р_ср, рассчитываются методом последовательных приближений.

При прогнозировании газового фактора, нефтяных и газовых ресурсов продуктивных залежей месторождения, характеризующимися очень сложными режимами дренирования создаются серьезные проблемы. Кроме того, в процессе разработки месторождения происходит непрерывное изменение конкретных видов энергии, вытесняющие нефть из забоя добывающих скважин, которые существенно влияет на динамику газового фактора. При этом динамика газового фактора определялась с учетом опыта разработки НК (нижний красноцвет) горизонтов других месторождений.

На основе анализа промысловых данных с использованием имеющихся практических данных по замерам пластовых давлений для горизонтов были построены в безразмерной форме графики изменения пластового давления от накопленного отбора газа (рис. 2 и 3):

Рис. 2. График изменения пластового давления от накопленного отбора газа в горизонте НК8

Основными экономическими показателями, характеризующими эффективность предлагаемых вариантов разработки, являются капитальные вложения, эксплуатационные затраты, совокупные затраты, а также себестоимость добычи нефти.

За критерий выбора вариантов разработки принимаем дисконтированный годовой поток наличности (доходы-расходы).

Рис. 3. График изменения пластового давления от накопленного отбора газа в горизонте НК_7д

Расчет экономических показателей производился в соответствии с проектируемыми уровнями и динамикой технологических показателей по вариантам с использованием экономических нормативов, поставленных в зависимость от изменения технологических факторов.

В качестве объемных и технологических факторов, влияющих на уровень и динамику экономических показателей, приняты: объем эксплуатационного бурения, количество скважин, вводимых из бурения в эксплуатацию, объемы добычи нефти, газа и конденсата, фонд добывающих скважин.

С использованием технологических показателей и принятых экономических нормативов рассчитаны капитальные вложения в бурение скважин и по направлениям нефтепромыслового строительства, амортизационные отчисления на новые скважины, эксплуатационные расходы по статьям затрат.

Потребность в капитальных вложениях на перспективный период обусловлена вводом в эксплуатацию новых скважин и их обустройством.

Расчет эксплуатационных расходов на добычу нефти, газа и конденсата перспективный период по вариантам произведен в соответствии с действующими методикой калькулирования, нормами амортизационных отчислений и утвержденными ставками отчислений на геологоразведочные работы.

Предстоящие затраты представляют собой сумму капитальных и эксплуатационных затрат в соответствующем расчетном году рассматриваемого периода отработки запасов.

Продуктивные пласты, объединяемые в один объект для разра­ботки методом одновременно-раздельной эксплуатации, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, физико-химические свой­ства и состав насыщающих их флюидов.

В месторождении Алтыгуйы I, II, III_а блоках красноцветной толщи были учтены продуктивные горизонты НК_7д, НК₈, НК₉. Ниже продуктивного горизонта НК₉ имеется отложение НК₁₀, которое вскрыто только на сводной части и не оценивается в нефтегазоностности.

Вскрытая мощность горизонта НК₉ изменяется в пределах от 21 до 44 метров. Суммарная эффективная насыщенная мощность изменяется от 2-15 метров. В блоке II выслеживается особенность увеличения глинистых пород. В разрезе всех трех продуктивных горизонтов (НК₉, НК₈, НК_7д) отмечено фасциальное изменение местами. При испытании этого горизонта из освоенных скважин получен приток воды.

В I блоке отмечен тектонический экранированный и литологический ограниченный нефтяной пласт. В блоке III_а вскрыта газовая залежь с небольшим размером.

Общий размер горизонта изменяется от 47 до 79 метров. В скважинах суммарная эффективная насыщенная мощность по длине оси впадины от 2 до 12 метров, а к северо-западу изменяется от 8-12 метров. Горизонт газоконденсатный, тектонический экранированный и находится в I блоке. Блок I ограничен с востока первым изломом, с запада третьим изломом, с северо-запада частичным ГВК (газоводяной контакт), с северо-востока и с юго-запада с условными нарушениями.

В III блоке при исследовании выявлены в горизонте НК8 газовый пласт, а в блоке III_а нефтяной пласт и произвели прослеживание по разрезу.

Разрез горизонта НК7д вскрыт по всем пробуренным скважинам. Мощность горизонта изменяется от 27 до 50 метров, и наименьшая мощность находится в вершине изогнутой части купола, а наибольшая отмечается в северо-западном крыле структуры. Суммарная эффективная насыщенная мощность по месторождению изменяется от 2 до 4 метров и от 13 до 14 метров, а также имеет большую степень нарастания в северо-западном крыле. Горизонт газоконденсатный, с формой купола, ограниченный с юго-запада и северо-востока с условными нарушениями, с запада частичным ГВК (газоводяной контакт).

В будущем, при бурении новых скважин на месторождении, с целью обеспечения полного охвата дренирования разреза горизонтов по мощности и определения значения предела нефтенасыщенности, а также для получения промышленного притока нефти и возможной эксплуатации скважин будет приемлемо по данным геофизических исследовании скважин (ГИС) проведение испытаний во всех интервалах насыщенных мощностях [14].

В таблице 2 приведена информация по характеристике нефтегазовых горизонтов и среднее значение насыщенных мощностей.

Средняя величина нефтенасыщенной мощности горизонта НК₉ составляет 8,6 метров, а объем нефтенасыщенных пород 55,04 млн. м³. Средняя величина газонасыщенной мощности горизонта НК₈ составляет от 1,0 до 20 метров, а объем газонасыщенных пород изменяется в пределах 100,55-106,99 млн. м³.

Таблица 2

Характеристика нефтегазовых горизонтов, среднее значение насыщенных мощностей

Общая величина газонасыщенной мощности пород красноцветных горизонтов составляет 207,54 млн. м³.

Согласно информациям, ГИС по месторождению суммарная мощность нефтегазохранилищ (горизонт НК7д – 135 м, горизонт НК8 – 172 м, НК9 – 118 м) составляет 425 метров.

При оперативном анализе геолого-геофизических материалов и подсчете нефтегазовых запасов, а также при оценке насыщенности пород-коллекторов одной из важных задач является интерпретация данных промысловой геофизики.

Оценка свойств насыщенности разделенных коллекторов проводится за счет критических показателей, которые являются минимальными для обычных пластов. Из этих пластов по результатам испытаний получают нефть и газ. Однако недостаточный объем информации по проведенным испытаниям особенно в водоносных пластах продуктивности коллекторов оценивается определением удельного сопротивления (Р_н) и по результатам высококачественной интерпретацией геофизических исследований скважин [15].

На месторождении Алтыгуйы в горизонте НК_7д эффективная мощность нефтегазовых пластов изменяется от 2 до 15 метров и среднее значение мощности продуктивных пластов составляет 9,2 метра. В горизонте НК₈ эффективная мощность продуктивных пластов изменяется от 1,5 до 20 метров, и среднее значение мощности продуктивных пластов составляет 10,4 метра. Эффективная мощность в горизонте НК₉ изменяется от 6 до 15 метров, среднее значение мощности продуктивных пластов равно 10,5 метра.

Коэффициент пористости (К_п) на месторождении по керну составляет от 14,1% до 21,5%, среднее арифметическое значение 18,1%, по геофизическим исследованиям изменяется от 14% до 28%, среднее значение составляет 20,2%.

Самый низкий предел коэффициента нефтегазонасыщенности во всех месторождениях Юго-Западного Туркменистана равно 0,50.

По этой причине в расчетах значение коэффициента нефтегазонасыщенности (К_нг) не принято ниже 0,50.

Предложения сравнительных средних значений коэффициентов продуктивных пластов, определенных разными методами приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3

Предложения сравнительных средних значений коэффициентов продуктивных пластов, определенные различными методами

Таблица 4

Предложения сравнительных средних значений коэффициентов продуктивных пластов, определенные различными методами

На основании исследований К_п – коэффициент насыщенности пластов предлагается по горизонтам НК_7д и НК₈ соответственно 0,76, 0,75 и 0,74 по горизонту НК₉.

По месторождению красноцветная толща полностью не вскрыта, некоторые участки месторождения бурением четко не определены. В невскрытых участках разреза осадочных горных пород не проводилась оценка на будущие ресурсы нефти и газа [16].

С целью уточнения границ горизонтов на западном крыле, для определения расположения ВНК и ГВК в нефтяном горизонте НК₉ или с целью поиска и промышленной оценки нефтяных оторочек в газоконденсатных горизонтах НК_7д и НК₈ необходимо заложить поисково-разведочное бурение.

Определение физико-литологических характеристик пород на месторождении Алтыгуйы проведено исследованием разреза 15 скважин. Из горизонтов НК_7д, НК₈ и НК₉ получено 34 керна.

С остальных продуктивных горизонтов для лабораторных исследований отобрано более 320 проб горных пород. Из этих проб проведены анализы для определения следующих физико-литологических характеристик продуктивных горизонтов;

• 298 проб для определения открытой пористости и плотности;
• 327 проб для определения гранулиметрического состава и карбонатности;
• 53 пробы для определения абсолютной проницаемости;
• 51 проба для определения остаточной водонасыщенности и эффективной пористости;
• 101 проба для определения относительного удельного сопротивления.

Комплекс осадочных пород продуктивной зоны (горизонтов HK_7г, HK₈, HK₉) по литологии ничем не отличаются друг от друга, в основном, они состоят из чередований алевритовых пород с песчаниками [17].

Глины в разрезе составляют около 1,6%.

Алевролиты имеют широкое распространение и составляют около 78,8 % и 18% песчаники.

Алеврито-песчаные продуктивные осадочные породы месторождения Алтыгуйы относится к промышленно продуктивному коллектору и характеризуется более 14% открытой пористостью, более 3-5 md проницаемостью; не более 45-50 % водонасыщенностью.

В связи с вышеизложенным из распределения литологических показателей и детального анализа связи между ними дает возможность делить коллекторы алеврито-песчанных пород на два типа: промышленные и непромышленные.

Кондиционные величины коллекторских и метофизических показателей коллекторов продуктивных зон приведены в табл.5.

Таблица 5

Кондиционные величины коллекторских и метофизических показателей коллекторов продуктивных зон

Из интервалов глубин продуктивных горизонтов проходка колонковыми долотами для отбора керна недостаточной степени выноса, составляет 31,3%. Это можно объяснить тем, что при выносе керна на поверхность в их составе имеются слабоцементированные и рассыпчатые сыпучие виды пород. Это объясняется тем, что такие породы характеризуются высокими показателями К_п, но показатели средней проницаемости по анализам керна, возможно, имеют чуть меньшее значение.

Все виды перечисленных лабораторных работ целиком приведены из отобранных образцов пород 15-ти скважин, находящихся в разных местах   месторождения [18].

Промышленное скопление углеводородов сопутствует к видам коллекторов алеврито-песчанных пород нижней части красноцветной толщи пластов горизонтов НК_7д, НК₈ и НК₉. Горизонт НК₉ по сравнению с горизонтами НК_7д, НК₈ по материалам анализа керна имеет мало информации.

Разрез продуктивной зоны составляет чередованием слабоцементированных пород некоторых сыпучих песчаников и глин, а также крепко цементированных алевролитовых пород.

В основном пласты гранулярных коллекторов с разными мощностями расположены в горизонтах НК_7д и НК₈. Величины коэффициента пористости К_п и коэффициента проницаемости К_пр (гранулярных коллекторов) меняются в широких диапазонах [19].

Коллекторская емкость алеврито-песчанных пород в горизонте НК_7д составляет от 14,1% до 21,5%, проницаемость 5-6 md. В горизонте НК₈ проницаемость изменяется до 210 md. Среднее значение пористости промышленных коллекторов для горизонта НК_7д - 18,3%, горизонта НК₈-17,8% и соответственно проницаемость 71,4 md и 51,0 md. В таблицах 6, 7 и 8 приведены средние показатели фильтрационно-емкостной и нефтегазонасыщенности алеврито-песчанных пород.

Таблица 6

Средние показатели фильтрационно-емкостной и нефтенасыщенности алеврито-песчанных пород

Таблица 7

Средние показатели фильтрационно-емкостной и нефтенасыщенности алеврито-песчанных пород

Таблица 8

Средние показатели фильтрационно-емкостной и нефтенасыщенности алеврито-песчанных пород

К настоящему времени свойства пластовой нефти горизонта НК_q на нефтегазовом месторождении Алтыгуйы изучены по шести разведочным (№№ 1,2,3,4,7 и 10) скважинам.

Из-за отсутствия глубинного пробоотборника на 4-х скважинах (№№ 2,3,4 и 7) исследования проведены с созданием рекомбинированной пробы на установке АК ИПН-1 из полученных проб нефти и газа на устье скважины [20].

Перфорированная глубина скважин находится в интервалах 3608-3750 метров. Гидродинамические исследования в основном проведены на штуцерах 3,4 и 5 мм. Пластовая температура месторождения в пределах 90-100°C в среднем составляет 93,3°C.

При исследовании 4-ой и 10-ой скважины дебит нефти в сутки составил 259,1 м³/сут и 166,6 м³/сут на скважинах 1,2,3 и 7 составил в пределах 33,1-66,7 м³/сут.

Промысловый газовый фактор по проведенным замерам разный, в пределах 92,0-275,6 м³/м³, в среднем равно 163 м³/м³. Обводнённость продуктивности 7-10 скважин составляет 3-7,2%.

В таблицах 9 и 10 приведены результаты исследований по скважинам рекомбинированных проб нефти из скважины 1-10, значения основных показателей пластовой нефти определены расчётным способом.

Таблица 9

Результаты анализа пробы нефти и газа, полученные с устья скважины

Таблица 10

Результаты анализа пробы нефти и газа полученных на устье скважины

Изучение физических свойств рекомбинированных проб проведено на стандартных и дифференциальных видах разгазирования.

Основные термодинамические показатели по каждой скважине определены уменьшением давления 5-6 ступней, поэтому при дифференциальном способе получена более достоверная информация [21].

С целью обоснования физических свойств пластовой нефти, по результатам обработки полученной информации проведенных экспериментов, построены графики зависимости объёмов растворённого газа в нефти, объемного коэффициента, динамической вязкости и плотности к давлению насыщения (рис. 4-7).

Аналитическая зависимость объема растворенного газа в нефти, объемного коэффициента динамической вязкости и плотности к давлению насыщения приводится в нижеследующем виде [22]:

G=0,3652×P_нас.+10,265 

b=1,0839+0,0008982⋅P_нас.;

μ=6,92526⋅exp^{-0,0045489⋅Pнас};

здесь: Р_нас – давление насыщения, кгс/см²;

G – объём растворенного газа м³/м³;

b – объёмный коэффициент нефти;

μ – динамическая вязкость, sp;

ρ – плотность пластовой нефти, г/см².

Рис. 4. Зависимость количества растворенного газа в пластовой нефти на давления насыщения

Рис. 5. Зависимость объемного коэффициента нефти на давления насыщения

Рис. 6. Зависимость динамической вязкости нефти на пластовое давление

Рис. 7. Зависимость плотности нефти на давления насыщения в пластовых условиях

Для определения значения начального объёмного коэффициента при начальном пластовом давлении использована нижеследующая зависимость:

b_нач=b⋅[1-β⋅(P_{пл.давл.}-P_нас)];

здесь:

b – при давлении насыщения;

Р_нас – объёмный коэффициент газонасыщенной нефти;

β – коэффициент сжимаемости пластовой нефти.

Для определения коэффициента сжимаемости, приведённого в указанной работе с использованием графика зависимости между давлением насыщения и плотностью пластовой нефти построены многочленные интерполяции [23].

β=(8,16562⋅ρ²-20,35479⋅ρ+12,12085)⋅10^-4;

здесь:

ρ – плотность пластовой нефти, г/см²

Динамическая вязкость при пластовом давлении газированной нефти определяется по полученной формуле от зависимости графика Била:

μ_пл=μ_пл.нас.+σ⋅(Р_пл-Р_нас);

здесь:

μ_пл – вязкость нефти с растворенным газом при пластовом давлением и пластовой температуре, sP;

μ_пл.нас – вязкость газонасыщенной нефти при пластовом давлении и пластовой температуре, sP;

Р_пл-Р_нас – пластовое давление и давление насыщения, кг/см²;

σ – коэффициент аппроксимации зависимости уравнения графика Била.

Начальные показатели значения пластовой нефти скважин горизонта НК₉ месторождения Алтыгуйы приведены в таблицах 11 и 12.

Таблица 11

Результат анализов рекомбинированных (искусственных) проб нефти

Таблица 12

Результат анализов рекомбинированных (искусственных) проб нефти

Начальное значение основных физических показателей нефти горизонта НК₉ месторождения Алтыгуйы:

• Начальный объём растворенного газа в пластовой нефти – 148,6 м³/м³;
• Начальный объёмный коэффициент газонасыщенной нефти – 1,408;
• Начальный коэффициент динамической вязкости газонасыщенной нефти – 1,316 sp.

Состав и свойства углеводородных флюидов приведены в таблице 13, 14 и 15.

Таблица 13

Начальные значения показателей пластовой нефти горизонта НК₉

Таблица 14

Свойства и состав нефти и конденсата (среднее по горизонтам)

Таблица 15

Свойства и состав нефти и конденсата (среднее по горизонтам)