А.С. ПАНТЕЛЕЕВ, Е.С. ГРИШИН, И.Н. МАЛИНОВСКИЙ (ЮУО ВНИГНИ)

При рассмотрении в 1981 г. в ГКЗ СССР основных запасов нефти артинско-среднекаменноугольной залежи в связи с недостаточной разведанностью и отсутствием эффективной технологии они были отнесены к категории С₂ (рис. 1). Запасы категории C₁ распределены в пределах восточной и западной частей артинско-среднекаменноугольной залежи. На этих участках в объеме основной залежи выделены (А.С. Пантелеев, Е.С. Гришин, И.Н. Малиновский и др., 1982 г.) две самостоятельные и изолированные от газа плотными пропластками нефтяные залежи: ассельская на востоке и среднекаменноугольная на западе, разработка которых может осуществляться самостоятельно.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) по данным ТЭО, составленного ЮУО ВНИГНИ для условий разработки залежей с поддержанием пластового давления, равен 0,35. При утверждении запасов нефти в ГКЗ СССР КИН был принят равным 0,15, соответствующий условиям разработки залежи на естественном режиме растворенного газа. Такая же нефтеотдача была установлена и для запасов категории С₂.

За прошедший с 1981 г. период времени на Оренбургском ГКМ объединением Оренбурггаздобыча проделана значительная работа в связи с доразведкой и промышленной оценкой артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки, которая была вскрыта и опробована в 43 эксплуатационных газовых и специально пробуренных разведочных скважинах. Кроме того, на восточном участке в пределах границ запасов категории C₁ пробурено 50 эксплуатационных скважин и организована промышленная разработка нефтяной оторочки. В итоге всех этих работ получена дополнительная геолого-промысловая информация, позволяющая уточнить как геологическую модель строения нефтяной оторочки, так и ее промышленную ценность.

Доразведкой установлено, что по совокупности геолого-промысловых характеристик нефтяная оторочка может быть разделена на три крупных самостоятельных блока: восточный, центральный и западный (см. рис. 1), и если первоначальное распределение запасов было соответственно 17,51 и 32 %, то в результате доразведки оно претерпело существенные изменения, особенно в восточном блоке. Здесь в период доразведки нефтяная оторочка опробована в 60 скважинах. Промышленные притоки нефти дебитом от 7 до 27 т/сут получены в 59 скважинах, в трех – до 35 т/сут за пределами границ запасов категории C₂. Кроме того, в ряде скважин (319, 4, 10006, 663) чисто нефтяные интервалы были вскрыты в пластах с более низкими отметками, чем у ВНК (–1765 м), принятого ГКЗ СССР в 1981 г. Так, например, в скв. 4 получен безводный приток нефти дебитом 8,9 т/сут из пластов с отметками –1740 - –1787 м, а в скв. 10006 и 663 соответственно –1749 - –1784 и –1743 - –1780 м. Дополнительных данных для уточнения ГНК в процессе доразведки не получено. Во всех скважинах опробование проводилось на 15–30 м ниже утвержденного ГНК.

Суммируя все новые данные, можно с полным основанием ожидать, что за счет расширения площади нефтеносности и более низкого положения ВНК балансовые запасы нефти, числящиеся по категории С₁+С₂ на восточном блоке, возрастут по сравнению с утвержденными в 1981 г. в 2,5 раза. Все запасы нефти восточного блока по степени разведанности и подготовленности к промышленной разработке могут быть переведены в категорию С₁.

На центральном блоке, где числится 51 % запасов нефти месторождения, в период доразведки опробование нефтяной оторочки проведено в 28 эксплуатационных и разведочных скважинах, промышленный же приток нефти получен в восьми. Минимальная отметка нефтяного пласта (дебит 40 т/сут) –1765 м (скв. 7017), что на 9 м ниже принятого при подсчете запасов ВНК. В девяти скважинах вскрыта вода без признаков нефти и в пяти – газ. Самая высокая отметка залежи, где была получена вода без признаков нефти, –1727 м (скв. 7036), самая низкая, где обнаружен газ без признаков нефти, –1739 м (скв. 2067), что на 6 м ниже принятого при подсчете запасов ГНК.

Приведенные данные о характере насыщения разреза в процессе доразведки весьма противоречивы и не позволяют дать надежного обоснования геологической модели строения нефтяной оторочки. Прежде всего, нет уверенности в качестве опробовательских работ. Ни в одной из скважин, где вода была получена из пластов с аномально высокими и газ – с низкими отметками, не проводились целенаправленные исследования по выявлению места притока флюидов и поинтервальное опробование. На необходимость этих работ указывали, например, такие факты, когда при получении газа из нефтенасыщенного интервала разреза замеренное пластовое давление в скважине оказывалось равным текущему в газовой части залежи. Например, в скв. 9008 при опробовании интервала –1742 - –1756 м получен газ дебитом 22 тыс. м³ /сут. Замеренное пластовое давление составило 14,6 МПа. Пластовое давление в нефтяной оторочке в районе этой скважины на ту же дату было равно 19,3 МПа (скв. 1707). Факт установления в скв. 1707 практически первоначального пластового давления свидетельствует, что отдельные участки центрального блока имеют достаточно надежную изолированность нефтяной оторочки от газовой части. В то же время на других участках отмечалось расформирование залежи нефти. На это указывают получение в газовых скважинах конденсата с примесью нефти и идентичность текущего пластового давления в газовой части и нефтяной оторочке.

На Оренбургском ГКМ накоплен определенный опыт разработки подгазовых залежей нефти. На месторождении в пределах восточного блока с 1985 г. находится в разработке небольшой участок артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки (ассельская залежь), повсеместно экранированный плотными карбонатными пропластками от газовой залежи. За пять лет из залежи этого участка добыто 50 % числившихся на балансе извлекаемых запасов нефти. За это время не отмечались случаи прорыва свободного газа к забоям эксплуатационных скважин. Газовый фактор не превышал 172 м³/т, что несколько выше величины начального содержания газа в пластовой нефти. Не отмечалось и интенсивного обводнения скважин подстилающей залежь водой. Пластовое давление уменьшилось от 20,7 до 18,4 МПа. Темп снижения пластового давления оказался значительно ниже расчетного, что свидетельствует о вовлечении в активное дренирование гораздо большего объема залежи. Разработка залежи характеризовалась устойчивой динамикой добычи нефти (рис. 2). Скважины эксплуатировались газлифтным бескомпрессорным способом. В качестве источника энергии использовался свободный газ высокого давления из филипповской залежи.

Как показали расчеты, выполненные при составлении ТЭО (А.С. Пантелеев, Е.С. Гришин, И.Н. Малиновский, 1979 г.), разработка оторочек на естественном режиме характеризуется неустойчивой динамикой добычи нефти, низкими уровнями отборов, отрицательным народнохозяйственным эффектом и КИН 0,08–0,12. Более успешно нефтяные оторочки могут разрабатываться с применением методов поддержания пластового давления. В качестве вытесняющих агентов могут быть использованы или вода, или газ, или оба этих агента путем попеременной закачки. Преимущество и недостатки возможных методов воздействия оценивались на основании повариантных технико-экономических расчетов. Основные параметры геолого-промысловой характеристики, использованные при этом, следующие: тип коллектора карбонатный трещинно-поровый; залегание пород-коллекторов слоистое; тип оторочки – подгазовая с отсутствием чисто нефтяной зоны; толщина оторочки 20– 50 м; глубина залегания 1840 м; температура пласта 36 °С; средняя пористость 0,118 %; средняя проницаемость по промысловым данным 0,032 мкм²; средний коэффициент расчлененности 6; коэффициент эффективной толщины 0,7; соотношение вязкости нефти и воды 2:1; газосодержание при р_нас=19,9 МПа 148,3 м³/т; коэффициент вытеснения нефти водой 0,55; начальное пластовое давление 20,7 МПа; забойное давление в эксплуатационных скважинах 16 МПа; давление нагнетания 10 МПа.

Для оценки добычных возможностей нефтяной оторочки и конечной нефтеотдачи при условии поддержания пластового давления были приняты следующие основные проектные решения: 1) независимая разработка нефтяной оторочки; 2) внутриконтурная система воздействия; 3) рядное размещение добывающих и нагнетательных скважин при закачке воды; расстояния между рядами 600 м и между скважинами в рядах 500; соотношение эксплуатационных и нагнетательных скважин 3:1; 4) при закачке газа площадная семиточечная обращенная система размещения скважин; расстояния между скважинами 600 м; соотношение добывающих и нагнетательных скважин 3:1.

В результате выполненных технико-экономических расчетов установлено, что оба варианта разработки характеризуются положительным народнохозяйственным эффектом и имеют сопоставимые значения коэффициентов нефтеотдачи: 0,310 для условий заводнения и 0,298 при вытеснении нефти осушенным газом. Однако, вариант с заводнением уступает альтернативному по ряду технологических и технических условий. При заводнении возможен прорыв закачиваемой воды в газонасыщенную часть разреза, что отрицательно скажется на выработке запасов газа и усложнит весь технологический процесс добычи газа и его первичную подготовку. Кроме того, применение заводнения для разработки артинско-среднекаменноугольной нефтяной оторочки потребует дополнительного обустройства для организации объектов поддержания пластового давления и обезвоживания нефти. В результате обводнения добываемой продукции потребуется перевод скважин на механизированную добычу нефти.

Применение газовой технологии при разработке нефтяных оторочек снимает большинство из перечисленных выше проблем. Использование газа для поддержания пластового давления обеспечивает в процессе всего периода разработки фонтанную эксплуатацию скважин, что имеет немаловажное значение при высоком содержании сероводорода в добываемой продукции. Учитывая, что Оренбургское месторождение находится длительное время в разработке и полностью обустроено, ряд объектов по сбору, транспорту и подготовке газа могут быть использован для организации нефтедобычи. И, главное, при прорыве закачиваемого газа в газонасыщенную часть залежи не последует каких-либо осложнений в технологии разработки основного объекта – газовой залежи. Результаты выполненных технико-экономических расчетов позволяют сделать вывод, что артинско-среднекаменноугольную оторочку можно и необходимо разрабатывать с поддержанием пластового давления, используя для этих целей добываемый на месторождении газ. Таким образом, в настоящее время не существует каких-либо геологических или технологических факторов, сдерживающих ввод в промышленную разработку, по крайней мере, двух блоков: восточного и западного. Если принять для подсчета запасов расчетный коэффициент извлечения нефти, равный 0,298, который обеспечивается газовой технологией, то при этом суммарные извлекаемые запасы нефти по месторождению возрастут более чем в 2 раза по сравнению с утвержденными в ГКЗ СССР. Оценка ресурсов проведена, исходя из разведанных запасов только восточного и западного блоков. После завершения работ по доразведке центрального блока будет, возможно, получен дополнительный прирост запасов нефти. Учитывая высокую потребность страны в жидких УВ, на западном и восточном блоках нефтяные оторочки целесообразно сделать основными объектами разработки. Объем добычи газа на этих блоках должен определяться из условий обеспечения эффективной разработки нефтяных оторочек. В настоящее время в Оренбургской области основной прирост запасов нефти обеспечивается за счет открытия залежей, расположенных на глубинах 4500–5000 м и удаленных от действующих нефтепромысловых коммуникаций. Освоение их связано со значительными капитальными затратами. В этой связи промышленное освоение разведанных запасов нефти Оренбургского ГКМ, залегающих на небольших глубинах, обладающих высокой концентрацией и размещенных в районах с развитой инфраструктурой, приобретает существенное народнохозяйственное значение.

As a result of the analysis of data on the extension of oil fringes of the Orenburg gas-condensate field, economic-geological expediency of their commercial development has been substantiated. The rational development technology providing a combined use of the explored resources of the Orenburg field is recommended.

Внешний контур: 1 – нефтеносности, 2 – газоносности; граница участков с запасами категории. 3 – C₁; 4 – С₂; 5 – граница блоков; 6 – скважины, пробуренные в период разведки а – давшие промышленный приток нефти, б – не давшие промышленного притока; 7 – скважины, пробуренные в период доразведки а – давшие промышленный приток нефти, б – не давшие промышленного притока нефти, 8 – скважины разведочные, проектные Блоки: I – западный, II – центральный, III – восточный

q – средний дебит скважины, т/сут; n – количество скважин; Q_H – нарастающая добыча нефти, тыс т; Q_г – нарастающая добыча газа, млн. м³