Убедительные доказательства концепции воспроизводимости углеводородов

Источник: журнал «Разведка и добыча», № 1 (2011).

Дискуссии о том, что запасы нефтегазовых месторождений являются восполняемыми, ведутся достаточно давно. Однако в большинстве своем эксперты утверждают, что процесс их восстановления после интенсивной разработки занимает сотни лет. Впрочем, есть и специалисты, придерживающиеся иной точки зрения. По их мнению, в некоторых исключительных случаях запасы месторождений могут возобновляться значительно быстрее – буквально в течение нескольких месяцев.

Конденсат наступает

Наиболее полно процесс возобновления запасов разработанного месторождения был изучен и охарактеризован на Алексеевском месторождении в Волгоградской области, в западной левобережной части Прикаспийской впадины.

Рис. 1 Алексеевское месторождение

Месторождение было выявлено в1988 г. сейморазведкой 2Д. Бурение на месторождении вело ПО «Волгограднефтегеофизика». Первую скважину пробурили в 1991 г., затем – ещё три, после чего месторождение поставили на государственный баланс Рф как нефтяное. Начальное пластовое давление на месторождении (до разработки) составляло 48,43 – 49,95 МПа. Когда началось бурение, плановые проверки давления в забое дали странные результаты: давление падало гораздо медленнее, чем обычно.

Но поводы к удивлению на этом не были исчерпаны. В 2008 г., когда нефть на месторождении была уже в достаточной мере выработана и среднее пластовое давление снизилось до 19 МПа, нефтяники приступили к очистке забоя скважины. При этом давление неожиданно резко возросло до 58 МПа, и начался приток газоконденсата.

Скрытые резервы

Как говорит один из участников изучения этого месторождения, начальник отдела подсчета запасов компании «Лукойл Оверсиз Сервис» Виталий Бочкарев, появление конденсата в Алексеевском нефтяном месторождении объясняется тем, что его разработка «разбудила» энергию нижнего пласта, представляющего зону генерации углеводородов в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД). В связи с этим подток углеводородов сопровождается ростом пластового давления в залежах, а не падением, как обычно происходит при разработке.

Рис. 2. Динамика давления на Алексеевском месторождении

Источник: Бочкарёв В.А. Моделирование
нефтегазоносных объектов, 2010

Конденсат как бы подпирает нефтяной коллектор. После проведения ряда геохимических исследований было установлено, что добываемая нефть представляет собой смесь флюидов: как залегающих в верхних пластах, так и сосредоточенных в ниже расположенных слоях, поступающих как бы из корней (погруженных частей разреза) месторождения. Так называемая корневая (генерационная) система месторождения находится на глубине около 6,000 м (если речь следует о Прикаспийской впадине).

Нефтяные залежи, сформировавшиеся на первом этапе, пополняются, а затем полностью замещаются продуктами последующих этапов генерации – газоконденсатных. Как считает исследователь, главное — связать уже пробуренную скважину с глубинной «корневой системой», и тогда огромные запасы газоконденсата начнут поступать в верхние пласты. На смену нефти в ловушку поступает газоконденсат. В результате меняется тип залежи – из нефтяной она становится газоконденсатной.

Когда это произошло на Алексеевском месторождении, учеными было зафиксировано, что поднимающийся конденсат относится к более ранним периодам формирования углеводородов (УВ), чем первоначально разведанные запасы. Месторождение из нефтяного постепенно превращается в газоконденсатное.

Газ из-под пробки

Те же процессы наблюдаются и на соседних объектах. На сопредельном выработанном по нефти Малышевском месторождении из бобриковской залежи в настоящее время ведется добыча газоконденсата. На Северо-Алексеевском месторождении процесс смены нефтяной залежи на газоконденсатную в продуктивных пластах произошел вообще без вмешательства человека.

На Степном месторождении газоконденсатные растворы первоначально вытеснили нефть из ловушек в нижней части девонских отложений. Затем газоконденсат начал поступать в пределы нефтяной залежи воробьевского возраста. В результате к нефти первого этапа генерации добавилась нефть, а затем и газоконденсат второго этапа, который в результате смешения и растворения обеспечил рост значений давления насыщения нефти газом и газового фактора.

В подтверждение концепции можно привести ряд других примеров: в частности, открытое в 1974 г. месторождение Восточно-Умётовское в северной части Волгоградской области. Там с 1973 г. велось бурение, месторождение выработали, скважину закрыли, установили цементную пробку. Спустя 10 лет местные жители заметили, что из-под цемента сочится нефть. Скважину вновь открыли, и оттуда пошли притоки газового конденсата.

Ожившая скважина

Еще один пример — месторождение Кудиновское, также в Волгоградской области. В августе 2009 г. факел на скважине №320 полыхал около недели. Но мало кто обратил тогда внимание, что скважина была уже давно выработана, практически списана с баланса. Пожар возник при попытке осуществить в районе нахождения скважины сварочные работы. Это означает, что внизу находились скопления конденсата, и после того, как скважину потревожили, газ пошел вверх.

Сходные события происходили на месторождениях Зых и Говсаны в Азербайджане в юго-восточной части Абшеронского полуострова к востоку от Баку. Оба месторождения расположены над Майкопской толщей. На территории месторожения Зых находятся два грязевых вулкана.

За долгие годы разработки (первый фонтан нефти здесь забил в 1935 г.) производство нефти значительно снизилась, однако до сих пор добывается большой объем газового конденсата, и давление внутри скважин не падает. Запасы месторождения уже дважды пытались пересчитать. Но точных цифр пока не получено. По всей видимости, процесс генерации газового конденсата стимулируется расположенными поблизости грязевыми вулканами.

Подобные объекты есть и в море, к их числу относятся, например, такие известные месторождения, как Шах-Дениз и блок Азери-Чираг на Азербайджанском шельфе Каспийского моря.

Рис. 3. Подток газового конденсата из нижележащих слоев

Начальное состояние (1.1) и переформирование (1.2) нефтяной залежи в газоконденсатную в горизонтах Алексеевского месторождения в процессе разработки: 1.1 — равновесное состояние в системе нефть-газ (до разработки); смещение равновесия в системе засчет отбора нефти; ГЗГ- главная зона газообразования; УВГ — углеводородные газы; АВПД — аномально высокое пластовое давление.

Кому как повезет

Примеры, описанные выше, к сожалению, нельзя назвать широко распространенными. Все же значительное число месторождений относится к категории невосполняемых или медленно восполняемых. Так происходит, если нефтяные скопления длительное время находились вне путей миграции УВ, а вблизи месторождений не наблюдалось ни одного источника генерации.

В качестве примера невосполняемых месторождений ученые приводят Венесуэльские месторождения в поясе реки Ориноко. Ещё одним примером могут служить нефтяные залежи Хвалынского месторождения (Средний Каспий). Промышленная значимость данных залежей остается под вопросом.

Все месторождения, утверждает Бочкарев, можно условно разделить на быстро-, средне-, медленно- и невосполняемые. На быстро восполняемых конденсат замещает добычу нефти уже в течение нескольких месяцев, на средне восполняемых — в течение около 10 лет. На медленно восполняемых – в течение примерно 50 лет (по предварительным подсчетам).

Что касается быстро восполняемых месторождений, то необходимая статистика уже накоплена. «С медленно восполняемыми месторождениями сложнее, здесь нужны еще достаточно длительные наблюдения», — говорит Бочкарев.

Два этапа генерации

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2017 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.