Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа №10

К оглавлению журнала
УДК 553.98:553.048	©В.П. Щербаков, 1990

Об утверждении запасов нефти и газа в ГКЗ СССР

В.П. ЩЕРБАКОВ (ГКЗ СССР)

В I полугодии 1990 г. ГКЗ СССР рассмотрела материалы подсчета запасов 24 месторождений нефти и газа, в том числе двух, представленных Мингео, двух – концерном “Газпром” и 20 – Миннефтегазпромом. По шести месторождениям Комиссия признала качество отчетных материалов и выполненных работ хорошим. По месторождению Харбижин (Грознефть) Комиссия воздержалась от утверждения запасов нефти в нижнемеловых и верхнеюрских отложениях в связи с отсутствием ТЭО промышленного освоения залежей с учетом применения в антикоррозийном исполнении всего необходимого оборудования по добыче, транспортировке, переработке нефти и растворенного газа и проведения необходимых исследований и мероприятий по защите окружающей среды и недр.

Из месторождений, по которым рассмотрен подсчет запасов, пять новых: Каратурунская группа (Казахская ССР), Баклановское (Оренбургская область), Северо-Брагунское (Чечено-Ингушетия), Сайгатинское (Тюменская область), Харбижин (Кабардино-Балкарская АССР).

При переоценке запасов по результатам дополнительных геологоразведочных работ и разработки месторождений по восьми из них ранее утвержденные запасы нефти увеличились, по остальным – уменьшились (наиболее крупное снижение запасов произошло по Варьеганскому и Суторминскому месторождениям в Тюменской области).

Впервые начальные запасы нефти, газа и конденсата Варьеганского месторождения были утверждены ГКЗ СССР в 1977 г. по данным 33 разведочных и 52 эксплуатационных скважин. Новый подсчет запасов и представление их на повторное утверждение вызваны выявлением значительного расхождения фактического и проектного обводнения добываемой продукции, невыполнением запланированных уровней добычи нефти и необходимостью составления уточненного проекта разработки. Согласно авторскому подсчету, по сравнению с ранее утвержденным, запасы меньше (балансовые на 40 %, извлекаемые на 55 %) в связи с принятием в новом подсчете нефтенасыщенных толщин в среднем меньше на 10 %, пористости – на 6,5–15,4 %, нефтенасыщенности – на 12– 18%, пересчетного коэффициента – на 15 % и коэффициента извлечения – на 25 %.

Произведенная экспертиза материалов показала, что уменьшение авторами отчета значений ряда параметров и соответственно величины балансовых и извлекаемых запасов нефти является недостаточно обоснованным. В частности, экспертиза не согласилась с предложенными авторами значениями пористости, нефтенасыщенности и пересчетного коэффициента и рекомендовала принять их значения, утвержденные ГКЗ СССР в 1977 г. или близкие к ним. С учетом внесения рекомендованных экспертизой изменений в параметры подсчета, разница в оценке балансовых запасов по сравнению с утвержденными в 1977 г. сокращается от 40 до 15 %.

Произведенная авторами оценка извлекаемых запасов не отражает истинного начального потенциального нефтеизвлечения, которое, согласно экспертизе, фактически снижено в связи с допущением серьезных нарушений при реализации проектных решений по освоению месторождения, основными из которых являются запаздывание процесса закачки воды в пласты и внедрение газлифтного способа эксплуатации по сравнению с техсхемой, отсутствие надежного контроля за разработкой и регулирования выработки запасов, снижение забойных и пластовых давлений ниже давления насыщения и др.

В решении Комиссии отмечено, что в процессе разведочного и эксплуатационного разбуривания ряд вопросов остался недоизученным. В частности, это касается геолого-эксплуатационных особенностей месторождения, целенаправленного опробования газовых шапок для определения их флюидонасыщения, размеров, газоконденсатных характеристик и др. При составлении технологической схемы разработки месторождения не были полностью учтены его особенности, связанные со сложным геологическим строением, а также характером флюидонасыщения газонефтяных залежей.

По Суторминскому месторождению начальные запасы нефти и газа были утверждены ГКЗ СССР в 1981 г. Вновь материалы подсчета запасов этого месторождения были рассмотрены и утверждены ГКЗ СССР после проведения доразведки как разведочными скважинами, так и в процессе эксплуатационного разбуривания, установившей более сложное его строение, чем представлялось ранее.

В целом по месторождению запасы нефти по сравнению с ранее утвержденными уменьшились – балансовые на 37,5 %, извлекаемые на 50 %. Это произошло в основном в связи с уменьшением объема залежей на 31 % (из-за сокращения площади и толщин) и некоторого снижения параметров пористости и нефтенасыщенности. Площадь нефтеносности сократилась за счет выявления как более крутого залегания крыльев поднятий, так и обширных зон замещения коллекторов. Сокращение объема нефтенасыщенных пород связано с недостаточной подготовкой площади под глубокое бурение сейсмическими исследованиями, разрешающая способность которых оказалась низкой, особенно для периферийных частей залежей.

Недостатком разведочных работ является: большое число ликвидированных по разным причинам скважин (48 или 66 %); не проведены целенаправленные исследования залежи в пласте Б0, в связи с чем остались не изученными свойства флюидов и добывные возможности; малый объем поинтервального опробования; ГИС в эксплуатационных скважинах выполнен сокращенным комплексом.

Подсчет запасов по месторождению Самгори в Грузии был выполнен в 1980 г. по данным 35 разведочных и 30 эксплуатационных скважин, в 1990 г. – по данным 64 разведочных и 73 эксплуатационных скважин.

По сравнению с 1980 г. балансовые запасы категории C₁ по среднеэоценовой залежи, утвержденные в 1990 г, остались на том же уровне по участкам Самгори и Патардзеули (72,5 млн. т), извлекаемые – уменьшились с 37,3 до 19,7 млн. т (на 46,6 %), а с учетом участка Ниноцминда (доразведанного) – с 37,3 до 26,1 млн. т (на 30 %).

Авторы считают основной причиной неподтверждения балансовых и извлекаемых запасов (при том же коэффициенте извлечения нефти 0,5) уменьшение вторичной емкости продуктивного массива с 1,25 до 0,76% (на 39,2 %).

Величина общей емкости была определена по ранее принятой методике, но с внесением поправки на блоковую межзерновую нефтенасыщенную пористость, что и обусловило ее уменьшение. Внесение поправки экспертизой признано необоснованным и даже противоречащим представленным материалам.

Вместе с тем установлено, что осуществленная разработка залежи характеризуется рядом серьезных нарушений, крайне негативно сказавшихся на темпах обводнения скважин и уровне добычи нефти. При этом не в полной мере учитывались особенности коллектора, его неоднородность и степень трещиноватости.

Так, фактические темпы разработки оказались в период интенсивной добычи (1980–1983 гг.) выше проектных на 14–17 %, хотя и проектные также были неоправданно высокими для рассматриваемой залежи с исключительно активным водонапорным режимом. За 1980–1983 гг. было добыто 33 % утвержденных извлекаемых запасов, фактический среднесуточный дебит на 21–47 % превышал проектный, причем основная добыча приходилась на 10–15 высокодебитных скважин, суточные дебиты некоторых из них достигали 1000 т. Залежь была охвачена дренированием по площади и разрезу хаотически, вследствие чего значительные объемы ее остались не вскрытыми и запасы практически потерянными для рационального извлечения.

Госгортехнадзор СССР в своем заключении также считает очевидной потерю возможных к рациональному извлечению запасов из-за ошибок, допущенных при проектировании и реализации разработки залежи.

Вопрос о типах коллекторов, их емкостно-фильтрационных характеристиках, распределении литотипов в объеме залежи, особенностях их выработки, о подвижности матричной нефти остался недостаточно изученным из-за ограниченности представленных материалов.

Комиссия обратила внимание объединения Грузнефть и Миннефтегазпрома на серьезные недостатки, допущенные при разработке месторождения.

Северо-Брагунское месторождение в Чечено-Ингушской АССР характеризуется сложными условиями проводки скважин (глубины свыше 5000 м, пластовое давление 84 МПа, температура 188 °С).

Значительная часть разведочных и эксплуатационных скважин не была доведена до проектных глубин, не обеспечен минимально необходимый для надежной количественной оценки емкостно-фильтрационных свойств пород отбор керна, что явилось следствием невысокого уровня технологии буровых работ. Не получена окончательная оценка нефтегазоносности фораминиферовых и нижнемеловых отложений.

ОПЭ верхнемеловой залежи осуществляется на естественном режиме девятью скважинами, пластовое давление за 8 лет снизилось с 84 до 70 МПа, отобрано 16 % представленных извлекаемых запасов. Фактически основную добычу нефти дают только пять высокопродуктивных сводовых скважин, т. е. разработка залежи осуществляется в условиях неравномерности отборов нефти по площади, что может привести к опережающему подъему ВНК в центральной части залежи и недостаточной выработке и потерям нефти на периклинальных окончаниях. Рекомендовано ограничить темпы разработки сводовой части и при проектировании уточнить технологические условия разработки залежи. Отмечен недостаточно глубокий анализ разработки с точки зрения соответствия фактических условий разработки проекту ОПЭ, а также мер по предотвращению возможных осложнений освоения месторождения (досрочный прорыв подошвенных вод, недовыработка краевых зон и т. п.).

Переутвержденные в ГКЗ СССР начальные балансовые запасы нефти категорий B+C₁ Ельниковского месторождения в Удмуртской АССР уменьшились по сравнению с ранее утвержденными на 37 %, извлекаемые – за 42 %. Основное уменьшение запасов произошло на счет сокращения площадей нефтеносности. Реализованная при разведке редкая сеть скважин не могла учесть резкой литологической неоднородности пластов по площади.

После предыдущего утверждения запасов (1977 г.) на месторождении дополнительно пробурено 7 разведочных и 574 эксплуатационные скважины, в которых выполнен большой объем исследовательских работ. Изученность по таким параметрам как пористость выросла в 1,5, проницаемость – в 2,4, водонасыщенность в 1,2 раза. Отобрано 20 новых глубинных и 38 поверхностных проб. Значительно увеличился объем работ по раздельному опробованию продуктивных горизонтов. По основным пластам С-III и C-V, содержащим 60 % запасов, проведено 100 дополнительных раздельных опробований (против 19 в 1977 г.). По 13 продуктивным горизонтам число раздельных опробований увеличилось с 87 до 289, что существенно повысило достоверность определения границ залежей и их параметров.

На месторождении широко применялись различные мероприятия по интенсификации притоков (СКО, прогрев забоя, дострел пластов и т. п.) дополнительная добыча за счет этих мероприятий составила 45,2 тыс. т или около 4 % годовой.

По сравнению с принятыми ранее значениями коэффициенты извлечения нефти по каширо-подольским отложениям не изменились. По залежам в терригенных отложениях нижнего карбона на всех поднятиях значение коэффициентов нефтеотдачи уменьшилось (в среднем по промышленным категориям с 0,47 до 0,416).

В качестве недостатка представленных материалов, обосновывающих нефтеотдачу, Комиссия отметила недостаточную детальность анализа разработки.

Каратурунская группа месторождений, разведанная объединением Гурьевнефтегазгеология, включает месторождения Каратурун Морской, Восточный и Южный, находящиеся в пределах охранной полосы Каспийского моря.

Продуктивными являются терригенные отложения средней юры (Ю-I – Ю-V). На Морском Каратуруне горизонты Ю-I, Ю-IV и Ю-V содержат нефтяные залежи, Ю-II – нефтяную с газовой шапкой, Ю-III – газовую. На Восточном Каратуруне выявлена нефтяная залежь в горизонте Ю-I, на Южном Каратуруне в горизонтах Ю-I – Ю-V – газовые залежи.

Всего на Морском Каратуруне пробурено семь поисковых скважин, Восточном – шесть, Южном – пять.

Поднятия подготовлены к бурению сейсморазведкой. Качество подготовки невысокое, вследствие чего низка успешность бурения разведочных скважин – из общего числа пробуренных (18) законтурными оказались 9 (50 %). Ликвидированы по геологическим причинам 12 скважин стоимостью около 4 млн. руб.

Освещенность керном продуктивной части разреза низкая и неравномерная по пластам. В весьма ограниченном объеме проводились лабораторные исследования керна, причем продуктивную часть характеризуют всего 19 проб. Это не позволило обосновать петрофизические зависимости типа “керн-геофизика”. В отчете при интерпретации данных ГИС используются связи типа “керн-керн”, сопоставить данные керна и ГИС не представляется возможным. Комплекс ГИС – достаточно полный.

Проведенным опробованием установлена промышленная значимость выявленных залежей.

Комиссия рекомендовала при разработке проектов освоения месторождений предусмотреть технические и технологические решения, исключающие загрязнение окружающей среды заповедной прибрежной зоны, а также попадание нефтепродуктов и отходов бурения в Каспийское море и грунтовые воды.

По месторождению Северный Балкуи (Туркменская ССР) начальные запасы газа и конденсата были утверждены ГКЗ СССР в 1978 г. по данным девяти поисково-разведочных и пяти эксплуатационных скважин.

По авторскому варианту пересчета начальные запасы газа категорий C₁+C₂, утвержденные ГКЗ СССР, увеличились на 49,5 % за счет расширения площадей газоносности и увеличения коэффициентов пористости и газонасыщенности. Кроме того, впервые оценены запасы газа Ха и XI горизонтов, что дало их прирост по месторождению в объеме 31,7 %, а в целом по месторождению запасы газа увеличились на 81,2 %.

Дополнительно пробурено 9 разведочных и 24 эксплуатационные скважины. Основными недостатками при этих работах является практически полное отсутствие дополнительного керна из газонасыщенных интервалов и невысокая эффективность выполненного комплекса ГИС. Мало внимания было уделено качеству крепления скважин для изоляции отдельных горизонтов, в результате чего нельзя исключить перетоки газа и воды. На основании проведенных исследований по горизонтам Хв и Хн выявлена закономерность увеличения содержания сероводорода в газе с востока на запад. По этим частям залежи проведен раздельный подсчет запасов бессернистого (не требующего сероочистки) и сернистого газа.

ГКЗ СССР в авторский подсчет запасов внесены уточнения как контура газоносности, в восточной зоне залежи горизонта VIII, так и пластовых давлений и категоризации запасов газа и конденсата горизонтов VIII и Ха (частичный перевод из C₁ в C₂).

В результате представленные авторами запасы категории C₁ уменьшились на 15,4 %, в т. ч. на 13,4 % за счет перевода из C₁ в С₂.

Комиссия рекомендовала ПО “Туркменгазпром” провести экономическую оценку мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды и предусмотреть их обязательное выполнение в процессе дальнейшей разработки месторождения, а также, учитывая региональное распространение пластовых вод с повышенными концентрациями йода, брома, бора, выполнить необходимые исследования, обеспечивающие комплексную технологическую и экономическую оценку запасов как этих микрокомпонентов, так и других (Rb, Sr и пр.). В случае экономической целесообразности их извлечения утвердить запасы в установленном порядке.

Abstract

Results are provided of consideration, in the first half of 1990, the information regarding the estimation of reserves in new fields, fields completed by exploration and fields under development presented for approval or reapproval at the USSR SCR.

Сайт создан в системе uCoz