| К оглавлению журнала |
В. П. ЩЕРБАКОВ (ГКЗ СССР) |
О рассмотрении в ГКЗ СССР материалов по подсчету запасов нефти и газа
В I полугодии 1989 г. ГКЗ СССР рассмотрены материалы подсчета запасов нефти и газа по 25 месторождениям. Ниже приведены сведения по некоторым из них.
Нижнеквакчикское месторождение является вторым выявленным и разведанным объединением Сахалингеология месторождением газа и конденсата на п-ове Камчатка (Колпаковский прогиб).
Открытие газовых месторождений на Камчатке имеет важное народнохозяйственное значение, поскольку организация газодобычи в этом регионе позволит заменить газом ввозимые сюда с континента дорогостоящие дизельное топливо, мазут, уголь.
Запасы газа и конденсата, числящиеся на Государственном балансе, полностью соответствуют представленным на утверждение ГКЗ СССР.
Разрешающая способность и детальность сейсмического исследования на первом этапе не отвечали сложности строения месторождения. Проведение повторных сейсмических работ и комплексирование в дальнейшем детализационных сейсмических исследований с глубоким разведочным бурением позволили повысить надежность сейсмических построений и обеспечить довольно высокую эффективность разведки месторождения. Две разведочные (из трех пробуренных) и одна поисковая скважины вскрыли внутриконтурную зону газоносности. Учитывая недостаточную изученность данного региона и сложное геологическое строение месторождения, методика и объем выполненных на нем поисковых и геологоразведочных работ могут быть признаны в целом оптимальными.
Отбор керна осуществлен во всех скважинах. Достигнута высокая освещенность керном газонасыщенной части разреза – от 40,8 до 87 % по скважинам, 63,5 % в среднем. Керн изучен в большом объеме и комплексно, что позволило надежно обосновать петрографические связи и оценку параметров коллекторов. Проведенным узкоинтервальным опробованием (в скважинах испытывалось до 6 объектов) установлена промышленная значимость массивной пластовой газоконденсатной залежи в палеогеновых отложениях. Дебиты газа 15,2– 248,8 тыс. м3/сут, конденсата от 0,8 до 11,5 м3/сут.
Исследование скважин проводилось в основном при больших депрессиях (8– 19 МПа, или 30–75 % пластового давления). Учитывая отсутствие опыта разработки подобных месторождений, Комиссия рекомендовала уточнить рабочие дебиты газа на первом этапе промышленного освоения месторождения.
На основании выполненных технико-экономических расчетов обоснована рентабельность разработки Нижнеквакчикского месторождения с организацией на базе его запасов газоснабжения Петропавловска-Камчатского со строительством газопровода диаметром 0,5 м, протяженностью 440 км.
Запасы месторождения утверждены ГКЗ СССР, оно признано подготовленным для промышленного освоения.
Мингазпрому рекомендовано провести на первом этапе его освоения эксплуатацию скважин с использованием газа местными потребителями в районе газодобычи для определения оптимальных условий работы скважин и уточнения параметров, определяющих технологию разработки месторождения и условия дальней транспортировки газа.
Качество работ по разведке месторождения и отчета по подсчету запасов признано отличным.
Запасы нефти и газа Красногорского месторождения в Удмуртской АССР были утверждены впервые в 1972 г. Новый подсчет запасов произведен в связи с уточнением по данным эксплуатационного бурения геологического строения месторождения, а также продуктивной характеристики и коэффициента извлечения нефти по данным длительной разработки.
Рекомендация ГКЗ СССР, данная при утверждении запасов в 1972 г. об уточнении промышленной ценности нефтяных оторочек в залежах верейского горизонта, выполнена неполностью, поскольку проведенные дополнительные работы по опробованию этих отложений в силу их сложного характера и низкой продуктивности не позволяют однозначно судить об их добычных возможностях. В ограниченном объеме проведены целенаправленные исследования для подтверждения предположений о наличии газовой шапки в залежах башкирского яруса. Возможности имеющихся методов опробования полностью не использовались.
Разница между утвержденными ныне и в 1972 г. запасами нефти составляет по балансовым + 1,1 млн. т, а с учетом категории С2+10,5 млн. т, по извлекаемым –3,9 млн. т, а с учетом категории С2 –2,4 млн. т; представление запасов на повторное утверждение является обоснованным; запасы, числящиеся на Государственном балансе, соответствуют утвержденным ГКЗ СССР в 1972 г.
Уменьшение запасов по сравнению с ранее утвержденными произошло за счет сокращения площади залежей на 34 % по верейскому и на 28 по башкирскому горизонтам, что обусловлено уточнением структурных построений по данным эксплуатационных скважин, выявлением газовых шапок в залежах башкирского горизонта, а также уточнения положения ВНК и ГНК. Извлекаемые запасы уменьшились и за счет снижения при новом подсчете коэффициента извлечения по башкирскому горизонту с 0,41 до 0,335.
Анализ разработки месторождения указывает на высокую и прогрессирующую, значительно превышающую проектную, обводненность продукции, достигшую к концу 1988 г. 72 % в среднем по башкирской залежи, и отставание от проектного уровня накопленной добычи нефти. Отклонение фактических показателей от проектных по обводненности, дебитам и объемам добычи объясняется рядом факторов, основным из которых является недоучет при проектировании сложности геолого-физической характеристики башкирской залежи. Компенсация отбора нефти закачкой воды начата с опозданием, что привело в последующем к форсированию процесса с превышением объемов закачки против проектного уровня, в связи с чем процесс обводнения наиболее проницаемых интервалов ускорился. С целью уменьшения темпа роста обводненности рекомендуется ряд мероприятий, осуществление которых необходимо в дальнейшем: переход на блоковую систему разработки, выравнивание профилей приемистости, закачка вязкоупругих составов и др.
По Даниловскому месторождению (Тюменская область) впервые запасы были утверждены ГКЗ СССР в 1969 г. Новый подсчет запасов и представление их на утверждение ГКЗ СССР произведены ввиду существенного изменения представления о геологическом строении месторождения и его запасах.
В целом по месторождению запасы по категориям BC1 увеличились: балансовые на 90 %, извлекаемые на 82. В процессе доразведки и эксплуатационного разбуривания выяснилось, что залежи нефти выклиниваются в направлении к сводам поднятий, имеют сложную конфигурацию, что в период подготовки месторождения не было выявлено. Наибольшее изменение в сторону увеличения запасов произошло по основному пласту П1, что связано с уточнением положения ВНК (оказался ниже на 22– 57 м) и границ залежей.
По Даниловскому месторождению так же, как в целом по району, остаются недостаточно изученными потенциальные возможности объекта, нет ясности в вопросе о приуроченности резервуара к коре выветривания фундамента. Необходимо в дальнейшем проведение целенаправленных исследований по изучению типа коллекторов, оценке их трещиноватости, критериев выделения эффективных толщин.
Представленные сведения о разработке месторождения указывают на то, что разработка осуществляется Главтюменьнефтегазом в полном соответствии с утвержденными проектными документами.
Качество отчета и работ признано ГКЗ СССР хорошим.
На дату первого утверждения запасов на Быстринском месторождении (Тюменская область) в 1969 г. было пробурено 44 разведочных скважины. Новый подсчет запасов и представление его на утверждение ГКЗ СССР произведены ввиду получения в результате доразведки (дополнительно пробурено 26 разведочных и 1060 добывающих скважин) и эксплуатации новых уточняющих данных и выявления новых залежей в ачимовской пачке и тюменской свите. В целом по месторождению запасы увеличились: балансовые на 85, извлекаемые на 52 %, в том числе по ранее оценивавшимся пластам на 49 и 33 %. Увеличение запасов произошло в основном за счет расширения границ залежей, а по пластам БC1 и БС2 – за счет увеличения нефтенасыщенных толщин в связи с выявлением зон их повышенных значений.
Дополнительно проведенные работы были направлены на уточнение характеристик, оставшихся недостаточно изученными при разведке в 1964–1969 гг.: емкостно-фильтрационных свойств пород, границ залежей, свойств нефти и т. д., что в сочетании с длительной разработкой позволило повысить обоснованность подсчетных параметров и запасов. ГИС проведены стандартным комплексом, недостатком работ является неполнота объема исследований в ряде скважин.
К недостатку опробовательских работ можно отнести совместное испытание ряда объектов и отсутствие исследований по интенсификации притоков в малодебитных скважинах. Неизученной осталась газоконденсатная характеристика. В связи с этим запасы конденсата ГКЗ СССР утвердила по категории С2 вместо С1 по отчету.
Переутверждены запасы нефти Саузбашевского месторождения (Башкирская АССР). Они возросли в основном за счет увеличения площади нефтеносности и толщины, однако средний коэффициент извлечения нефти несколько снизился.
Проведенные после 1968 г. разведочные работы характеризуются, как и на первом этапе, низкой эффективностью (из 61 разведочной скважины в контуре залежей оказалось 25), что обусловлено сложным строением – приуроченностью 123 литологически ограниченных залежей к 13 пластам.
Ограниченность исследований акустическим, индукционным методами и методом микрозондов, вскрытие пласта на воде или на полимерном растворе, отсутствие опорного пласта и другие подобные обстоятельства осложнили, а по некоторым скважинам исключили возможность определения параметров по ГИС, по карбонатным же пластам каширского горизонта обусловили приближенность принятых величин нефтенасыщенных толщин.
Нефть содержит повышенные концентрации ванадия, а пластовые воды – брома.
Рекомендовано Миннефтепрому и объединению Башнефть в процессе проектирования решить вопрос о способе разработки запасов нефти, находящихся в зонах возможного затопления Нижнекамским водохранилищем, а также рассмотреть возможность извлечения из пластовых вод брома и содержащихся в нефти металлов.
Сырьевую базу добычи нефти на Украине существенно укрепило Матвеевское газоконденсатное месторождение, разведка которого проведена с хорошим качеством объединением Полтавнефтегазгеология.
Эффективность разведки высокая, из 16 скважин 13 оказались продуктивными, из них 12 переданы в эксплуатацию. Размещение скважин рациональное. Опробовано 42 объекта в колонне и 38 объектов пластоиспытателем. ГИС проведены полным комплексом, осуществлена их детальная обработка по современным методикам. Полученные материалы позволили надежно определить подсчетные параметры.
Вместе с тем следует отметить, что объем промысловых исследований в процессе опытной разработки не обеспечил получения необходимых данных для оценки запасов по методу падения пластового давления.
Представленный подсчет запасов незначительно уточнен за счет внесения изменений в величины эффективных газоносных толщин, температурных поправок и коэффициентов сжимаемости газа.
Мингазпрому и объединению Укргазпром рекомендовано обратить внимание на отсутствие должного учета добычи конденсата по месторождению и при составлении проекта разработки предусмотреть комплексное его освоение с обязательным извлечением из газа гелия, этана, пропана и бутанов.