Текст произведения
(PDF):
Читать
Скачать
Характеристика Астраханского свода в районе Астраханского газоконденсатного месторождения
Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) содержит все необходимые части и процессы формирования накопления нефти и газа: материнские породы нефти и газа, резервуары, надежные покрышки продуктивных пород, генерацию, миграцию и скопление углеводородов (рис. 1).
Рис. 1. Схематический глубинный разрез через вершинную часть Астраханского свода в районе АГКМ:
1 ‒ газодинамическая активная зона; 2 ‒ направления основных флюидопотоков при компакции;
3 ‒ коровый волновод; 4 ‒ разрывные нарушения; 5 ‒ АГКМ [1–3]
Fig. 1. Schematic deep section through the top part of the Astrakhan arch in the area of the AGCF):
1 - gas dynamic area; 2 - directions of the main fluid flows during compaction; 3 - core waveguide;
4 - discontinuous violations; 5 - AGCF [1-3]
Создание модели залежи должно учитывать
изменения указанных элементов в пространстве
и времени. Общеизвестно, что углеводородные скопления рассматриваемого месторождения сформировались в результате миграции углеводородов из очага их генерации, т. е. из отложений нижнего
и среднего карбона близлежащих территорий (Сарпинского, Заволжского прогибов). Кроме того,
с большой долей вероятности можно утверждать, что подток углеводородов мог осуществляться также из отложений среднего карбона ‒ верхнего девона Каракульско-Смушковой зоны дислокаций, где нефтематеринские породы прошли главную зону нефтеобразования (стадия MK4-AK1) и могли дать большое количество газов, поступивших в заполненные нефтью ловушки, что способствовало
не только растворению, но и оттеснению жидких флюидов к замку залежи [4]. Также можно утверждать, что углеводороды мигрировали по разломам из слоев высокого давления в южной части свода (более 70 МПа) вверх и на север в подсолевые резервуары низкого давления, например в башкирские коллекторы АГКМ, где давление составляло
67 МПа, оставаясь в то же время аномально высоким под соленосной толщей кунгура (P1k).
Особенности формирования аномально высокого пластового давления в районе АГКМ
В ходе проведения анализа распределения давлений пластовых флюидов осадочный разрез Астраханского свода можно представить как две зоны, разделенные соленосной толщей кунгура (P1k). Верхнюю зону можно рассматривать как солевой
и надсолевой осадочный разрез, в котором пластовое давление является нормальным (в гидростатическом плане), закономерно возрастающим с глубиной, не превышая значений в 35 МПа (3 500 м). Нижняя подсолевая зона характеризуется аномально высокими пластовыми давлениями, превышающими 40 МПа, которые, кроме того, увеличиваются с глубиной, достигая 100 МПа и выше (на уровне
4 000 м и выше). Подсолевой башкирский резервуар (С2Ь) АГКМ характеризуется высоким пластовым давлением, которое составляет 40–67 МПа аномально высокого пластового давления (АВПД) на глубинах ниже 4 000 м [2].
Причина формирования такой аномалии в давлении пласта заключена в механизмах, тесно связанных с геологической историей АГКМ. Процесс формирования может быть разделен на два основных этапа: седиментацию и диагенез; катагенетическое породообразование (рис. 2).
Рис. 2. События, геологические элементы и процессы формирования АГКМ [3, 4]
Fig. 2. Events, geological elements and processes of developing AGCF [3, 4]
На основании вышеизложенного мы поставили перед собой цель: осуществить анализ геолого-технических мероприятий (ГТМ), проведенных на АГКМ, за определенный промежуток времени,
а также изучить их влияние на компонентоотдачу.
Влияние тектонических движений на формирование АГКМ
К основным механизмам, приведшим к созданию в подсолевом башкирском резервуаре на АГКМ высокого давления, под которым находятся углеводороды, можно отнести следующие:
– вызванное нагрузкой больших толщ покровных пород механическое уплотнение, являющееся следствием пониженной пористости и повышенного давления поровых флюидов;
– высокие значения температуры углеводородов, которые привели к расширению пластовых флюидов;
– миграция углеводородов из очагов генераций в резервуары Астраханского месторождения еще не закончена и продолжается в настоящее время;
– формирование достаточно больших объемов неуглеводородных газов.
Учитывая тот факт, что подсолевой разрез пород девонско-башкирского возраста имеет высокую гидродинамическую изолированность, а также принимая во внимание перераспределение пластовых давлений, наличие миграции по разломам, можно с уверенностью считать, что подсолевой комплекс представляет собой единую динамическую систему [2].
Прикаспийская впадина, по принятой схеме нефтегеологического районирования, соответствует одноименной нефтегазоносной провинции (рис. 3).
Рис. 3. Тектоническая карта Русской плиты (юго-восточная часть) [2–4, 8]
Fig. 3. Tectonic map of the Russian plate (southeastern part) [2-4, 8]
С историко-геологической точки зрения впадина сформировалась в результате длительного интенсивного прогибания и мощного осадконакопления. Толщина осадочного чехла центральной части впадины составляет 20 км. Важной особенностью разреза рассматриваемого чехла является присутствие мощной (около 5 км) соленосной толщи нижне-пермского возраста, которая делит изучаемый разрез на подсолевой и надсолевой структурно-формационные комплексы [5, 6]. Подсолевые отложения присутствуют в различных районах прибортовых зон Прикаспийской впадины, их мощность варьирует от 3–4 км (прибортовые зоны) до 10 км (центральная часть). При опускании на глубину
20–22 км осадочные породы, содержащие значительные массы органического вещества, прошли через все стадии катагенеза, образовав при этом огромное количество углеводородов [7]. Достаточно характерен этот процесс для подсолевого палеозойского комплекса пород, составляющего приблизительно половину от всего осадочного чехла и подвергшегося наиболее значительным и длительным погружениям. Эти геологические особенности позволяют рассматривать изучаемую краевую впадину как генерирующую углеводороды на значительной части юго-востока Русской плиты. Неоспоримым доказательством этого утверждения является открытие по периферии впадины и ее внутренним прибортовым частям газоконденсатных месторождений в районе Астрахани, Актюбинска, Волгограда, Оренбурга, Эмбы, Тенгиза, а также месторождений нефти, газа и конденсата в пределах внутренней бортовой части Прикаспия.
По особенностям внутреннего строения и латерального прослеживания отражающих горизонтов и границ в пределах Астраханской поднятости выделяются три сейсмогеологические района: Южно-Астраханский, Центрально-Астраханский и За-волжский. В вертикальном ряду сейсмостратиграфических подразделений выделены три структурно-дислокационных этажа: надсолевой, солевой
и подсолевой.
Особенности проведения исследований на АГКМ
На месторождении в разные периоды эксплуатации применялись различные технологии повышения продуктивности скважин, такие как химические методы, механические методы, а также компиляция вышеуказанных способов, нашедших отражение в собственных разработках ООО «Газпром добыча Астрахань» [2, 3, 8].
Опыт проведения ГТМ на АГКМ
За 2018 г. на 31 скважине АГКМ были проведены ГТМ на 13 скважинах «с устья» и на 18 скважинах с использованием комплекса гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) (в том числе на
3 скважинах при освоении после бурения, на
5 скважинах при освоении после капитального ремонта скважин со станка и на 10 скважинах действующего фонда).
Результаты оценки недропользователя показывают, что по всем скважинам от проведения в 2018 г. ГТМ получен положительный эффект, выраженный
в приросте дебита при одинаковом рабочем давлении.
Отмечено:
– после проведения соляно-кислотной обработки (СКО) с разглинизатором восстановление проходимости приборов ГИС составило от 15 до 139 м с соответствующим увеличением дебита от 10 до 136 %;
– средний прирост дебита по комплексным обработкам с применением реагента RX-380 составил 38 % в сочетании с ограничением водопритока;
– средний прирост дебита по СКО в 2018 г. составил 17 %;
– эффективность впервые проведенной СКО
с использованием органического кислотного состава «РКА-20-3» с целью повышения производительности скважины со значительно упавшим дебитом будет определена по скв. 202 после проведения газодинамических исследований через контрольный сепаратор;
– средний прирост дебита по СКО в режиме раскрытия микротрещин составил 20 % даже при том, что обработка была для скв. 94 восьмой по счету.
Успешность ГТМ, проведенных в 2018 г. с использованием комплекса ГНКТ, приведена на рис. 4 (номера скважин указаны условно).
Рис. 4. Успешность работ по интенсификации «с устья» в 2018 г.
Fig. 4. Successful wellhead stimulation works in 2018
Прирост суточной добычи газа сепарации от проведения ГТМ на скважинах действующего фонда с применением комплекса ГНКТ варьирует от
50 тыс. м3/сут (скв. 263, 108) до 600 тыс. м3/сут
(скв. 928). По скв. 104 в связи с длительным выносом техногенной жидкости после работ по интенсификации с комплексом ГНКТ и по скв. 2062 в связи
с увеличением водогазового контура во время эксплуатации скважины после ремонта с ГНКТ прирост суточной добычи оценен прогнозно.
Расчет экономической эффективности ГТМ выполнен в соответствии с требованиями СТО ГАЗПРОМ 2-3.3-1084-2016 и представлен на рис. 5.
Рис. 5. Успешность работ по интенсификации с применением ГНКТ в 2018 г.
Fig. 5. Successful stimulation works using coiled tubing in 2018
На основе вышеизложенных фактов можно сделать вывод о том, что характерными для АГКМ являются низкие фильтрационные свойства карбонатных пород-коллекторов и высокая степень неоднородности литологического состава, в результате чего получение экономически оправданных дебитов скважин возможно только с применением современных технологий воздействия на пласт.
Заключение
Установление связи тектонического строения АГКМ и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, слагающих данное месторождение,
а также описание нефтегазоносности с опорой на литолого-стратиграфические особенности месторождения стали основой для проведения геолого-технических мероприятий на скважинах АГКМ. Благодаря этому стало возможным проведение соляно-кислотных обработок. Вследствие этого выяснен средний прирост дебита по комплексным обработкам и указан итоговый средний прирост дебита. Благодаря сделанным выводам о фильтрационно-емкостных свойствах пород-коллекторов АГКМ
и степени однородности литологического состава месторождения стало известно об экономической эффективности проведенных опытов, применение которых возможно исключительно после освоения современных технологий воздействия на пласт.
