viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

     A.Г. Ибрагимов, (НХК “Узбекнефтегаз”)
     У.А. Абдазимов, (ОАО “ИГИРНИГМ”)

 

 

 

Месторождение Урга расположено в пределах Муйнакского района Республики Каракалпакстан. В 1986 г. для изучения перспектив нефтегазоносности юрских и верхнепалеозойских отложений в своде антиклинального перегиба была заложена параметрическая скв. 1, которая установила в нижнеюрских отложениях повышенное газопоказание, но из-за аварии была ликвидирована. Из поисковых скв. 2 и 3 были получены притоки воды со слабым газом из юрских отложений. Первооткрывательницей месторождения Урга явилась поисковая скв. 4, которая дала промышленный приток газа только из верхнеюрских отложений. По проекту разведки месторождения пробурено еще шесть разведочных скважин, и на основе геолого-геофизической информации были подсчитаны запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов по состоянию на 01.01.1996 г.

Месторождение введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1995 г. По результатам опытной эксплуатации пяти разведочных скважин в 1997 г. составлен “Проект промышленной разработки месторождения” и пробурено еще 18 эксплуатационных скважин.

Согласно отчету по подсчету запасов к концу разведочного этапа в объеме верхнеюрских отложений было выделено восемь продуктивных пачек (пластов), индексированных от J31 до J38.

На 01.01.2004 г. на месторождении пробурены 43 поисково-разведочные и эксплуатационные скважины, из них 19 находятся в эксплуатации, a остальные бездействуют из-за высокой обводненности.

Согласно керновым и промыслово-геофизическим материалам верхнеюрские терригенные отложения представлены мощной толщей глинистых пород, включающих пласты, состоящие из чередующихся песчаников, глин и алевролитов. Продуктивные коллекторы представлены линзами мощностью от 0,5 до 10,0 м (редко 15,0 м и более), обычно они выклиниваются на расстоянии 200-300 м и только в редких случаях протягиваются до 1 км.

Коллекторские свойства пород-коллекторов по данным анализа керна изменяются в широких пределах: открытая пористость составляет 5,6-23,9 %. За нижний предел пористости приняты коллекторы с пористостью 11,8 %, среднеарифметическое значение пористости коллекторов – 15,6 %, остаточная водонасыщенность колеблется в пределах 16-72 %, а для неколлекторов она всегда выше 72 % (среднее 47,7 %), средний коэффициент газонасыщенности пород-коллекторов составляет 53 %. Газопроницаемость изменяется в пределах (0,1-582,0) × 10-3 мкм2 (среднее 75,7× 10-3 мкм2).

При промышленной разработке изучаемого месторождения наиболее необъяснимо было постоянное прогрессирующее присутствие воды в продукции газодобывающих скважин с начала ее эксплуатации. Из-за заполнения ствола скважин водой они часто прекращали фонтанировать и единственным способом их обратного пуска в эксплуатацию являлась очистка ствола скважин от воды путем продувки.

Таким образом, вследствие увеличения газоводяного фактора дебиты газодобывающих скважин снижаются, а годовые объемы добычи газа стали не соответствовать прогнозным показателям. Скважины, вновь пробуренные внутри контура газоносности, стали давать воду.

В связи с этим в ОАО “ИГИРНИГМ” были проведены научные исследования, направленные на уточнение геологической модели месторождения Урга и переоценку начальных запасов газа и конденсата.

Для выполнения поставленной задачи была проведена тщательная корреляция продуктивных пластов и линз по 43 поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам. На основе корреляции построено 14 геологических профилей  различных направлений (рис. 1).

 

Рис. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УРГА
Части пластов и линз: 1 – газонасыщенная с относительно высокими фильтрационно-емкостными свойствами, 2 – водонасыщенная с зонами ухудшенных фильтрационно-емкостных свойств; 3 – интервал перфорации (Qr – дебит скважины на штуцере)

 

Корреляция разрезов и построенные геологические профили показали, что с помощью 43 скважин вскрыто более 100 обособленных друг от друга песчаных и алевролитовых линз с различными фильтрационно-емкостными свойствами. Пласты и линзы не образуют гидродинамически и литологически непрерывно связанных пластов, а наоборот, выклиниваются на коротких расстояниях между двумя скважинами.

Наличие воды в продукции скважин было обнаружено и в процессе разведки месторождения. В 7 разведочных скважинах из 21 испытанной были получены промышленные притоки газа, а в 16 – притоки газа с водой. Пять объектов чистых притоков газа, по нашему мнению, также продуцировали воду, но из-за низких первоначальных дебитов они не были замечены. Анализ результатов эксплуатации и испытания скважин в процессе разведки показал, что объекты со слабыми притоками газа и водой фактически представляли собой слабые притоки воды с большим газовым фактором.

По мере отбора газа процент газонасыщенности коллекторов в зоне дренажа скважины уменьшился до 50 % и ниже. В этом случае в скважину, как правило, поступает прогрессирующая вода. Из-за неодинакового показателя газонасыщенности и газонасыщенных объемов линз и пропластков время прогрессирования воды и полное заглушение водой работающей газом скважины наступает через различные отрезки времени эксплуатации объектов.

Наличие значительного количества защемленной не вытесненной пластовой воды в продуктивных линзах во время образования залежи подтверждается также получением только притоков пластовой воды в некоторых скважинах, хотя они располагаются в зоне продуктивной части залежи (скв. 29, эксплуатационная).

Исходя из изложенного составлена геологическая модель образования газоконденсатной залежи месторождения Урга (рис.2). В случае пластового типа залежи мигрирующие УВ концентрировались в сводовой части структуры и постепенно вытесняли воду к краям ловушки, образуя газовую залежь пластово-сводового типа (см. рис. 2, А). В структурно-литологических типах залежи месторождения Урга песчаные линзы окружены со всех сторон глинистыми отложениями и поэтому вода не может свободно оттесняться (см. рис. 2, Б). Мигрирующие УВ в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств литологически ограниченных пластов и линз полностью насыщают воду и вытесняют некоторую часть находящихся в них седиментационных вод. Последние вытесняются из относительно высокоемких коллекторов, а в низкопористых остается часть седиментационных вод, для вытеснения которых необходим относительно высокий перепад давления, чем, видимо, не обладал мигрирующий поток УВ. По этой причине после пуска скважин в эксплуатацию седиментационные воды в малых количествах всегда присутствуют вместе с газом, и объем воды прогрессирует по мере отбора газа и снижения пластового давления в линзах.

 

Рис. 2. МОДЕЛЬ ОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ СТРУКТУРНО-ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО ТИПА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УРГА
Модели образования: А – традиционных пластовых залежей, Б – газоконденсатных залежей; 1 – глины; 2 – направление миграции газового потока; 3 – направление движения вытесняемой газом пластовой воды; остальные усл. обозначения см. на рис. 1

 

Детальное изучение литологического состава пород продуктивной части и характер распределения газонасыщенных песчано-алевролитовых пород позволяют прогнозировать обстановку осадконакопления как переходную зону (дельтовую), в связи с чем общая минерализация воды в продуктивных пластах изменяется от 2,092-3,900 до 293,740 г/л, что характерно для осадков переходной обстановки – места слияния рек с крупными водными бассейнами [1-3].

По нашему мнению, кроме приведенных причин прогрессирования воды при добыче газа есть еще одна, которая заключается в следующем. В продуктивной части разреза месторождения Урга общая мощность отложений составляет 450-550 м, на долю песчаных пластов и линз в разрезе приходится от 30 до 50 м, все остальное – глинистые породы, из которых при снижении давления только небольшая часть может отдавать долю седиментационных вод песчаным линзам.

Необходимо отметить, что пробуренными скважинами невозможно охватить все газонасыщенные пропластки и линзы и вполне вероятно, что к концу разработки одна из вновь пробуренных эксплуатационных скважин вскроет пачку пород с начальным пластовым давлением и максимальным дебитом газа и конденсата.

Разработанная модель месторождения Урга будет характерной для многих месторождений Арало-Устюртского региона и должна быть учтена при поисково-разведочных работах в этом регионе.

 

ЛИТЕРАТУРА
1. Крумбейн В.К. Стратиграфия и осадкообразование. – М.: Гостехиздат, 1960.
2. Мирзаджанзаде А.Х. Разработка газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1967.
3. Рейнек Г.Э. Обстановка терригенного осадконакопления / Г.Э.Рейнек, И.В.Сингх. – М.: Недра, 1981.


©  A.Г. Ибрагимов, У.А. Абдазимов, Журнал "Геология Нефти и Газа", 3-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru