В результате поисково-разведочных работ последних лет в пределах северного борта Прикаспийской впадины и прилегающих территорий открыт ряд нефтегазоконденсатных месторождений: Зайкинское, Росташинское, Конновское и др., что позволяет создать здесь новый нефтегазодобывающий район с высокими перспективами развития.

Залежи связаны с отложениями девона. Продуктивные пласты Д_I, Д_VI и Д_V, залегающие на глубинах свыше 4500 м, характеризуются невысокими емкостными и фильтрационными свойствами. Пористость изменяется от 11 до 14 %, проницаемость, по промысловым данным, колеблется в пределах 0,0098–0,22 мкм². Расчлененность пластов составляет 1,8–3,5, коэффициент песчанистости – 0,46–0,84. Одной из основных особенностей залежей является то, что нефть и конденсат находятся в жестких термобарических условиях: пластовое давление достигает 50–52 МПа, температура – 95– 100 °С. Нефть содержит большое количество растворенного газа (до 900 и более м³/т) и обладает чрезвычайно низкой, сопоставимой с газом, вязкостью (0,07–0,14 мПа·с). Столь низкая вязкость нефти даже при условии невысоких фильтрационных свойств коллектора обеспечивает значительную гидропроводность пластов и высокую продуктивность скважин. Коэффициент продуктивности по отдельным разведочным скважинам достигает 174,6 т/сут·Па.

Залежи природного газа содержат значительное количество конденсата (500–700 г/м³). Близкие по величине соотношения газовой и жидкой фаз в нефтяных и газоконденсатных залежах делают чрезвычайно трудным однозначное решение вопроса о фазовом состоянии УВ-систем в пластовых условиях. По данным Ч. Кронквиста [1], пластовую УВ-систему с газовым фактором, превышающим 650–700 м /м³, обычно относят к газовым, а системы с газосодержанием 270–650 м³/м³ именуются как “летучие” нефти. В качестве дополнительных признаков отнесения нефти к типу “летучих” им рекомендуется использовать фракционный состав и динамику изменения объемного коэффициента в зависимости от давления.

Проведенные нами исследования с помощью установки фазовых равновесий пластовых флюидальных систем по ряду месторождений, открытых в прибортовой зоне Прикаспия, свидетельствуют, что в качестве информативных признаков “летучей” нефти необходимо учитывать ряд таких дополнительных параметров, как коэффициент сжимаемости, плотность пластовой нефти, молекулярная масса, объемный коэффициент. Значения указанных параметров у “летучих” нефтей лежат соответственно в пределах 25–50^-4 МПа^-1, 0,412–0,620 т/м³, 40–60, 1,755–3,373.

Исходя из выявленных критериев, нефть разведанных залежей по всем без исключения месторождениям описываемой зоны можно отнести к категории “летучих”. По фракционному составу они занимают промежуточное положение между газовым конденсатом и тяжелой нефтью. Одной из их характерных особенностей является резкая усадка нефти в пласте при снижении давления ниже давления насыщения. Общая усадка нефти после полной ее дегазации достигает значительной величины, что предопределяет, по сравнению с разрабатываемыми месторождениями Урало-Поволжья, крайне низкую плотность запасов нефти, содержащихся в единице объема. В связи с высокой стоимостью эксплуатационных скважин разбуривание продуктивных пластов по обычной сетке с расстояниями между скважинами 500 или 600 м, как показали расчеты, не обеспечивает окупаемости капитальных затрат. По этой же причине экономически нецелесообразным является разбуривание и вовлечение в активную разработку участков залежи, где эффективная нефтенасыщенная толщина пластов не превышает 4–5 м.

Разведанные залежи нефти отличаются достаточно высоким внутренним энергетическим потенциалом, однако в связи с их полузакрытостью либо полной изолированностью от законтурной системы характеризуются даже при низких темпах отбора высоким темпом падения пластового давления (рис. 1).

Как показали технологические расчеты, разработка продуктивных пластов на естественном режиме характеризуется неустойчивой динамикой отбора и низкой выработанностью запасов (рис. 2).

Период эксплуатации залежей, когда пластовое давление становится ниже давления насыщения нефти газом, будет сопровождаться интенсивным ростом газового фактора (см. рис. 1). Более предпочтительна с позиций народнохозяйственной эффективности технология разработки продуктивных пластов с использованием методов поддержания пластового давления (рис. 3). Наиболее конкурентоспособной является технология, предусматривающая наряду с поддержанием пластового давления максимальное использование естественного энергетического потенциала пластов. При этом имеется в виду, что на первом этапе разработка залежей осуществляется на естественном режиме со снижением пластового давления до уровня насыщения нефти газом или до давления начала конденсации, а затем она продолжается с поддержанием пластового давления. Такой подход позволяет достичь более высокого (на 25–30 %) народнохозяйственного эффекта (ННЭ) и более высокой выработки запасов по сравнению с технологией, когда поддержание пластового давления осуществляется с самого начала разработки пластов.

Менее определенными представляются пока решения, связанные с выбором вытесняющего агента. Для более полного извлечения “летучих” нефтей, какими являются нефти рассматриваемой территории, в зарубежной практике широкое распространение получила закачка в пласт газа высокого давления. Газовая технология, особенно при режиме смешивающегося вытеснения, обеспечивает наиболее высокие значения нефтеотдачи и с этой точки зрения является максимально конкурентноспособной по сравнению с другими известными режимами вытеснения Вытеснение “летучей” нефти водой в промышленных условиях не производилось.

Однако предпосылки для получения положительных результатов имеются. Это прежде всего благоприятное соотношение вязкости нефти и закачиваемой воды (m₀=0,l-0,2), что позволяет обеспечить значительный объем добычи нефти в безводный период разработки. В то же время вследствие уменьшения гидропроводности в заводненных зонах пласта резко снизится отбор жидкости и для поддержания стабильной добычи потребуется существенное увеличение давления нагнетания. Кроме того, значительно ухудшится соотношение между количеством нагнетательных и добывающих скважин. Связано это с тем, что по мере замещения нефти водой будет происходить постоянное снижение гидропроводности пласта (вязкость воды на порядок выше вязкости нефти).

Исходная УВ-система характеризовалась начальным потенциальным содержанием УВ С_5+высш. 633 г/см³ пластового газа и давлением начала конденсации 42,3 МПа.

Поэтапное замещение в бомбе PVT исходного объема пластового газоконденсата проводилось в равновесных условиях идеального смешивания газом промысловой сепарации, содержащим некоторое количество (2,29%) УВ C_5+высш. Всего было прокачено осушенного газа в объеме, равном 0,9 объема первоначального УВ-сырья, содержащегося в бомбе. В процессе эксперимента наблюдалось постоянное увеличение давления начала конденсации (рис. 4), что свидетельствует об активном поглощении и выносе сухим газом легких компонентов. Потенциальное содержание в бомбе УВ С5+высш на конец эксперимента снизилось до 456 г/м³. Таким образом, за счет закачки осушенного газа из бомбы PVT было извлечено 28 % первоначального объема конденсата.

Очевидно, в ближайшие несколько лет эта проблема решена не будет. Однако уже сейчас назрела острая необходимость проведения промышленного эксперимента по освоению эффективных технологий разработки месторождений с применением, как закачки газа, так и традиционного заводнения. Результаты и выводы, полученные в процессе промышленного эксперимента, лягут в основу последующего широкомасштабного внедрения в практику прогрессивных методов разработки месторождений Прикаспия [2].

Результаты первого года пробной эксплуатации подтверждают выводы, сделанные на стадии геологоразведочных работ, о высокой продуктивности залежей и их фазовом состоянии. Однако в планах пробной эксплуатации не предусмотрено проведение каких-либо работ, связанных с промышленным испытанием различных технологий нефтедобычи. До решения всего комплекса технических вопросов проведения эксперимента можно рекомендовать на первой стадии безкомпрессорную закачку газа продуктивного пласта Д_IV в нефтяную залежь пласта Д_III. Это позволит в короткий срок получить объективную информацию об эффективности вытеснения нефти газом, в частности о времени прорыва газа в добывающие нефтяные скважины и степени охвата пласта вытеснением.

1. Кронквист Ч. Оценка и разработка пластов с летучей нефтью // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.– 1979.– № 4.– С. 21–32.
2. Сазонов Б. Ф., Калганов В. И. Методы увеличения нефтеизвлечения – проблемы и перспективы // Нефтяное хозяйство.– 1987.– № 12.– С. 34–35.

Рис. 1. Динамика пластового давления и газового фактора при эксплуатации пласта Д_III Росташинского месторождения на естественном режиме

1– истощения, 2 – заводнения, 3 – истощения с последующим заводнением, 4 – вытеснения газом

Рис. 3. Динамика экономической эффективности разработки пласта Д_V Зайкинского месторождения при различных режимах вытеснения.

1 – истощения, 2 – заводнения, 3 – истощения с последующим заводнением; ННЭ – накопленный народнохозяйственный