Влияние неоднородности геологического строения резервуара на режим эксплуатации месторождения / подземного хранилища газа Гарадаг (Азербайджан)

Опыт изучения особенностей геологического строения нефтегазовых месторождений, имеющий важное значение при создании подземных хранилищ газа (ПХГ), показал, что при всем их разнообразии в тектоническом, литологическом и гидрогеологическом отношениях для них всех характерна пространственная макро- и микронеоднородность продуктивного пласта. Даже кажущиеся однородными мощные пласты песчаников характеризуются существенной изменчивостью [1–4]. Неоднородность пласта проявляется в пространственной изменчивости его строения, вещественного состава и петрофизических свойств слагающих его пород: гранулометрического состава, пористости, проницаемости, структуры и текстуры порового пространства, карбонатности, удельного электрического сопротивления, нефте-и водонасыщенности и др.

Одной из важнейших гидродинамических характеристик пористой среды, от которой зависит ее про- https://mst.misis.ru/

2021;6(2):105–113

пускная способность, является проницаемость пород. Проницаемость существенно влияет практически на все технологические показатели разработки залежи.

Так, например, в результате анализа накопленной добычи нефти на месторождении Северные Бузачи (Казахстан) по скважинам основного фонда первого объекта установлено, что всего 30 скважин (8 % от скважинного фонда) обеспечивают 40 % накопленной добычи нефти. Эти скважины размещаются преимущественно в зонах повышенной трещиноватости и обладают повышенными ареалами дренирования [5].

Таким образом, при освоении нефтегазовой залежи участки с различной проницаемостью вырабатываются неравномерно (опережающим темпом вырабатываются высокопроницаемые прослои и участки), происходит быстрый рост обводненности и снижение темпов отбора нефти, формируются остаточные их запасы в низкопроницаемых зонах коллекторов [5–11].

Изучение характера неоднородности пород в пределах залежи нефти и газа имеет большое значение для подсчета запасов нефти и газа, проектирования ее разработки и контроля за воздействием на пласт. Особое значение приобретает влияние неоднородности на эффективность эксплуатации подземных газохранилищ (ПХГ), которые созданы на базе истощенных залежей.

В связи с этим изучению влияния неоднородности вмещающего подземного резервуара на эффективность эксплуатации ПХГ посвящен целый ряд специальных исследований [12–14].

Очевидно, что при обосновании режимов разработки и эксплуатации ПХГ, которые были созданы в истощенных подземных нефтегазовых резервуарах, необходимо учитывать унаследованный харак- тер отработки залежи. Поэтому выявление особенностей изменения продуктивности скважин является актуальной задачей, решение которой может способствовать созданию более эффективной системы эксплуатации ПХГ.

Целью данного исследования является изучение продуктивности скважин на примере газоконденсатного месторождения / ПХГ Гарадаг (Азербайджан).

Краткая геологическая характеристика объекта исследования

Месторождение / ПХГ Гарадаг расположено в крайней юго-западной части Апшеронского полуострова, в 30 км от г. Баку. На юге месторождение охватывает широкую мелководную полосу Каспийского моря (рис. 1).

Нефтегазоносная структура Гарадаг, выявленная сейсморазведочными работами, представляет собой смятую антиклинальную складку с крутым (35–60о) южным и более пологим (30–35о) северным крыльями. Ось складки на севере имеет субмеридиональное, а на юге субширотное простирание. Широтная часть Гарадагской складки по своим размерам значительно больше, чем меридиональная. Вдоль оси проходит крупное нарушение с амплитудой смещения 200–300 м, имеется также ряд поперечных нарушений [15] (см. рис. 1).

Резервуар газа в VII+VIIa горизонтах Продуктивной толщи (ПТ, нижний плиоцен) состоит из совокупности блоков. В юго-восточной части южного крыла горизонты VII и VIIa объединяются и образуют единый толстый слой песчаников. В северо-западном направлении наблюдается уменьшение общей и эф-

Рис. 1. Положение месторождения / ПХГ Гарадаг и структурная карта по кровле VII горизонта ПТ: 1 – изогипсы; 2 – скважины; 3 – нарушения

Fig. 1. Location of the Garadagh field/UGS and structural map along the top of horizon VII of the reservoir: 1 – structure contours; 2 – wells; 3 — disjunctive dislocations https://mst.misis.ru/

2021;6(2):105–113

фективной мощности VII–VIIa горизонтов, от 55–75 м юго-востоке до 10–25 м на северо-западе. Это уменьшение происходит за счет увеличения количества глинистых прослоек.

Эксплуатация месторождения Гарадаг начата в 1939 г. с разработки нефтегазовой залежи в V горизонте ПТ. Основными разрабатываемыми объектами являлись I–VII горизонты (верхний отдел ПТ), VIII горизонт (нижний отдел ПТ) и отложения верхнего миоцена, при средней глубине нефтегазоносных объектов 2750 м. Глубина залегания VII горизонта в сводовой части – 1900 м, в погруженной части – 4250 м (средняя глубина – 3125 м).

Газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой в VII–VIIa горизонтах введена в эксплуатацию в 1955 г. Залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления и к концу 1980-х годов она была истощена. За период с 1955 по 1978 г. из VII–VIIa горизонтов было отобрано более 20,5 млрд м3 газа. Начальное пластовое давление равнялось 39 МПа, которое в конце разработки залежи снизилось до 3,5 МПа.

Созданное в истощенных залежах VII–VIIa горизонтов (далее упоминается как VII горизонт) ПТ ПХГ Гарадаг начало эксплуатироваться с 1986 г. В течение двух лет после введения ПХГ в эксплуатацию оно работало в режиме закачки, после чего было переведено в циклический режим «закачка/отбор», с постепенным наращиванием давлений и объема закачиваемого газа. С 2005 г., после передачи ПХГ в ведение ПО Азнефть, работа ПХГ контролируется на регулярной и систематической основе.

Основной объем закачиваемого в VII горизонт газа практически поступает лишь в часть (от трети до половины) первоначального объема резервуара1.

Исходные данные и подходы для реализации исследований

Анализ изменения эффективной мощности и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород VII горизонта ПТ газоконденсатного месторождения Га-радаг выполнен по данным геофизических исследований около 40 скважин и более 90 образцов керна.

Данные о продуктивности более 90 скважин легли в основу анализа изменения их в пространстве.

Анализ изменения в пространстве технологической характеристики скважин (по данным 18 скважин) ПХГ Гарадаг выполнен на примере объема циклической закачки и отбора газа в сезоне 2020–2021.

Обработка использованных данных и соответствующие графические построения проводились с помощью стандартных компьютерных программ (главным образом Excel, CorelDRAW и Corel Photo-Paint).

Результаты и их обсуждение

Анализ данных о продуктивности скважин и фазовом соотношении углеводородов (УВ) площади Га-радаг позволил установить неравномерное изменение этих параметров в пространстве. Как видно из рис. 2 и данных табл. 1 северо-восточная часть структуры отличается более высокой газонасыщенностью и, соответственно, более высокими дебитами газа расположенных здесь скважин, а также более высокими значениями газоконденсатного фактора (ГКФ).

На рис. 3 и 4 показаны карты, отражающие особенности изменения в пространстве суммарного объёма закачиваемого и отбираемого из скважин газа на ПХГ Гарадаг.

Сравнение характера изменения в пространстве продуктивности скважин при разработке залежи и объема закачиваемого и отбираемого из скважин газа на ПХГ, указывает на определенную их схожесть. В обоих случаях скважины с высокими показателями приурочены преимущественно к северной, северо-восточной, присводовой части структуры.

Рис. 2. Газоконденсатная залежь Гарадаг. Изменение в пространстве продуктивности скважин

Fig. 2. Garadagh gas condensate reservoir. Spacial variations of well productivity

2021;6(2):105–113

Таблица 1 / Table 1

Начальные газоконденсатный фактор и выход конденсата в скважинах, расположенных в разных частях структуры

Initial gas-condensate ratio and condensate yield in wells located in different parts of the structure

Положение скважины	№ скв.	Глубина фильтра, м	ГКФ, м3/т	Выход конденсата, г/см3
Присводовая часть	140	2945	7631	131
» – «	155	2646–2661		145
» – «	212	3092–3129		136
Средняя часть	120	3310–3410	7000	143
ЮВ часть	105	3850–3944	5225	191
» – «	130	3993–4033		136
» – «	78	3815–3823	5200	192

Это позволяет сделать вывод о том, что параметры скважин как при разработке залежи, так и при эксплуатации ПХГ, определяются геологическими факторами, связанными со свойствами (неоднородностью) резервуара. Для проверки этого заключения был выполнен анализ изменения в пространстве ряда параметров резервуара: эффективной мощности продуктивного пласта, литологического состава и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.

На рис. 5 и 6 показаны изменения в пространстве эффективной мощности продуктивного горизонта и песчанистости пород резервуара, согласно которым значения этих параметров увеличиваются с ЮЗ на СВ.

Изменение в пространстве ФЕС пород резервуара имеет более дифференцированный характер (рис. 7). Тем не менее наглядно видны приуроченности наибольших значений пористости и проницаемости пород и наименьших – карбонатности – к присводовой части складки.

Рис. 3. ПХГ Гарадаг. Изменение в пространстве приемистости (объема закачанного газа) скважин

Fig. 3. Garadagh UGS. Spacial variations of well injectivity (volume of injected gas)

Рис. 4. ПХГ Гарадаг. Изменение в пространстве объема отбираемого из скважин газа Fig. 4. Garadagh UGS. Spacial variations in the volumes of withdrawn gas (from wells)

2021;6(2):105–113

Рис. 5. Карта изменения по площади эффективной толщины VII горизонта ПТ месторождения / ПХГ Гарадаг Fig. 5. Map of net thickness variations of horizon VII of the Garadagh field/UGS reservoir

Рис. 6. Карта изменения песчанистости VII горизонта ПТ месторождения / ПХГ Гарадаг Fig. 6. Map of net-to-gross variations in horizon VII of the Garadagh field/UGS reservoir

Рис. 7. Изменение по площади пористости ( а ), проницаемости ( б ) и карбонатности ( в ) пород VII горизонта ПТ месторождения / ПХГ Гарадаг (пунктиром указаны контуры ПХГ) Fig. 7. Spacial variations of porosity ( a ), permeability ( b ) and carbonate content ( c ) in horizon VII of the Garadagh field/UGS reservoir (the dotted line indicates the UGS contours)

2021;6(2):105–113

Изменчивость в пространстве литологического состава (коэффициент песчанистости – Кпес.) и ФЕС пород отражается на количестве и качестве газоконденсатной продукции скважин (табл. 2).

Таблица 2 / Table 2

Начальные значения газоконденсатного фактора и выхода конденсата в скважинах в зависимости от литологического состава и ФЕС пород

Initial values of gas-condensate ratio and condensate yield in wells depending on the reservoir lithological composition and poroperm properties

Cква-жина	Kпес.	Начальные параметры		ФЕС пород
		ГКФ, м3/т	Выход конденсата, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, мД
140	0,15…0,25	7631	131	4,2	3,1
120	0,55…0,65	7000	143	12,5	118
105	>0,65	5225	191	14,2	105

Неоднородность ФЕС пород резервуара находит свое отражение в изменении их газонасыщенности не только по площади, но и по разрезу VII горизонта, выявленного по данным газового каротажа.

Согласно осредненным газокаротажным кривым, приведенным на рис. 8, разрез скважины 473, расположенной в зоне с относительно благоприятными ФЕС пород, характеризуется более высоким содержанием УВ газов, в сравнении со скважиной 474, расположенной в зоне с относительно низкими ФЕС пород.

Содержание УВ газов, %

0 0,04 0,08 0,12 0,16

з rt

.Е?

Скв. 474

Скв. 473

Рис. 8. Изменения по разрезу VII горизонта содержания УВ газов (по данным газового каротажа) в скважине 473 (расположена в зоне с благоприятными ФЕС пород) и скважине 474 (расположена в зоне с относительно низкими ФЕС пород)

Fig. 8. Variations in HC gases content along VII horizon (based on gas logging data) in well 473 (located in the area with favorable reservoir poroperm properties) and well 474 (located in the area with relatively unfavorable reservoir poroperm properties)

Особенности изменения ФЕС пород в пространстве определяют и режим эксплуатации ПХГ Гарадаг. Данные, представленные в табл. 3, свидетельствуют о том, что объемы закачки и отбора газа в период 2010–2012 гг. ниже в скважинах, расположенных в зоне с низкими ФЕС, в сравнении со скважинами, расположенными в зоне с более благоприятными значениями ФЕС горных пород.

Таблица 3 / Table 3 Объемы закачки и отбора газа на ПХГ Гарадаг в период 2010-2012 гг.

в зависимости от ФЕС пород

Gas injection and withdrawal volumes at the Garadagh UGS in 2010–2012 depending on reservoir poroperm properties

Зоны / № скв.	Объемы закачки и отбора газа, тыс. м3
	Сезон 2010–2011	Сезон 2011–2012
	Закачка Отбор	Закачка	Отбор

С низкими ФЕС:

Скв. 453	28 698	26 703	33 768	34 632
Скв. 458	23 666	29 301	30 724	35 129
Скв. 467	12 783	24 982	29 199	34 460
Скв. 470	7766	9915	11 412	10 584
Скв. 471	13 212	10 146	27 136	26 852
Среднее	17 225	20 209	26 448	28 331

С высокими ФЕС:

Скв. 450	59 567	48 508	59 035	60 876
Скв. 456	25 725	33 621	45 512	56 604
Скв. 459	47 483	45 703	55 544	49 788
Скв. 464	57 196	41 043	58 066	54 157
Скв. 465	54 066	44 157	60 528	52 264
Среднее	48 807	42 606	55 737	54 738

Таким образом, проведенный выше анализ подтверждает, что режим разработки залежи и эксплуатации ПХГ в значительной мере зависит от пространственной неоднородности резервуара.

Заключение

В результате проведенных исследований установлен неравномерный в пространстве характер изменения объемов закачиваемого и отбираемого газа на ПХГ Гарадаг, созданного в соответствующем истощенном газоконденсатном резервуаре.

Особенности режима эксплуатации ПХГ хорошо согласуются с особенностями режима разработки залежи (изменением в пространстве продуктивности скважин).

Унаследованный характер разработки залежи и эксплуатации ПХГ обосновывается неоднородностью резервуара, обусловленной пространственной изменчивостью литологического состава и ФЕС пород.

Учет неоднородности резервуара при проектировании режима эксплуатации ПХГ является важной предпосылкой повышения эффективности его эксплуатации.

2021;6(2):105–113