CC BY
19
УДК 553.98.041:551.734(575.172) https://doi.org/10.21440/2307-2091-2021-3-34-43
Особенности фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных продуктивных юрских терригенных коллекторов Устюртского нефтегазоносного региона
Ирмухамад Халисматович ХАЛИСМАТОВ1* Равшан Тулкинович ЗАКИРОВ2** Шохбоз Эрол угли ШОМУРОДОВ2*** Рахима Рахимджановна ИСАНОВА2**** Эрали Шавкатжанович КУРБОНОВ2*****
1ООО «Научно-прикладной и учебный центр энерго- и ресурсосбережения», Ташкент, Республика Узбекистан 2Ташкентский государственный технический университет им. Ислама Каримова, Ташкент, Республика Узбекистан
Аннотация
Введение. Исходя из геологических и технологических факторов, необходимо учитывать коэффициент извлечения газа при подсчете запасов по газовым и газоконденсатным месторождениям. Прирост запасов газа следует осуществлять только по извлекаемым запасам, которые наиболее реально отображают обеспеченность нефтегазовой промышленности ресурсами.
Цель работы - анализ динамики разработки месторождений Сургиль, Восточный Бердах-Учсай, Урга с целью определения конечного объема дренируемых запасов газа, оценки коэффициента газоотдачи и разработки рекомендаций по методике определения коэффициента извлечения газа на месторождениях, приуроченных к юрским терригенным отложениям. Оцениваемый по данным разработки Устюртского месторождения в настоящее время коэффициент извлечения газа явно занижен по сравнению с известными по литературным источникам для песчано-глинистых коллекторов. Поэтому становятся актуальной задачей оценка максимально возможного объема извлечения газа и оценка коэффициента газоотдачи. Методология. Величина газоотдачи продуктивных терригенных коллекторов, разрабатываемых на естественном режиме, существенным образом зависит от литологических особенностей строения коллекторов; однородности структуры порового пространства коллекторов по площади залежи и разрезу; выдержанности пластов коллекторов по мощности и однородности их пропластков по ФЕС. В терригенной толще юрского возраста выделяется несколько продуктивных горизонтов (снизу вверх): в нижнеюрской секции разреза - куанышский горизонт, в среднеюрской-оксфордской - кокчалакский, акчалакский, аламбекский и ургинский, в кимеридж-титонской - шахпахтинский. Коллекторские свойства проницаемых пород в целом очень не выдержаны, в их изменениях на площади и по разрезу не наблюдается четко выраженных закономерностей.
Результаты работ и выводы. Коэффициент извлечения газа, являясь понятием чисто экономическим, определяется либо по результатам гидродинамических исследований, либо эмпирическим путем по результатам разработки месторождений, аналогичных изучаемому. Определенное количество газа из-за неоднородности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов остается в их мелких порах или же зависит от технологических факторов, связанных с падением давления пласта до критической отметки - дальнейшая разработка залежи становится нерентабельной. Таким образом, коэффициент извлечения залежей газа в различных условиях, связанных либо геологическим, либо технологическим фактором, становится ниже единицы.
Ключевые слова: коэффициент извлечения газа, газовые, газоконденсатные, газонефтяные месторождения, фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, юрская система, стратиграфия, Арало-Устюртский регион, распределение мощностей, продуктивная пачка.
Введение
Опыт эксплуатации газовых, газ окон денсатных, нефтегазовых и газонефтяных месторождений, особенно на газовом режиме, показывает, что необходимо усовершенствовать систему учета коэффициента извлечения газа, в том числе при подготовке документов по различным балансам газа. Это объясняется тем, что определен-
[email protected] "[email protected] "[email protected] ""[email protected] [email protected]
ное количество залежей газа из-за неоднородности филь-трационно-емкостных свойств коллекторов остается в их мелких порах или же зависит от технологических факторов, связанных с падением давления пласта до критической отметки - дальнейшая разработка залежи становится нерентабельной [1-3, 6, 7, 12, 13].
В Устюртском нефтегазоносносном регионе (УНГР) в настоящее время имеются по меньшей мере три крупных газоконденсатных месторождения: Урга, Сургиль, Восточный Бердах-Учсай, которые находятся в разработке в течение различного времени. Залежи газа на всех месторождениях пластового типа приурочены к пачкам юрских песчаников, фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) которых невысоки, а песчаники характеризуются плохой отсортированностью и высокой глинистостью.
Цель работы
Опыт разработки месторождения Урга показал, что реально дренируемый объем на этом месторождении не превышает геологических запасов по категориям С1 и С2, в связи с этим возникают три возможности:
- ошибки в подсчете, связанные с недостоверной геологической моделью;
- ошибки технологии разработки, вследствие чего часть геологических запасов оказалась исключенной из процесса разработки;
- влияние фильтрационно-емкостных свойств вмещающих пород-коллекторов на процесс извлечения (защемление газа в мелких порах, растворение газа в подошвенных и законтурных водах и т. д.).
Кроме первой позиции, две другие определяют условия извлечения максимально возможного количества газа из пласта.
Оцениваемый по данным разработки Устюртского месторождения в настоящее время коэффициент извлечения газа явно занижен по сравнению с известными по литературным источникам для песчано-глинистых коллекторов (0,66-0,8) [1].
Во всех нефтегазоносных регионах Республики Узбекистан терригенные коллекторы имеют газоотдачу в среднем 0,6-0,85, что хорошо согласуется с известными из литературы данными [1, 2, 4].
Методология
Юрские отложения Устюртского нефтегазоносного региона характеризуются присутствием всех отделов юрской системы.
Отложения нижнеюрского отдела с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности рэт-лейасовых и допермских пород палеозоя. В составе континентальных нижнеюрских образований достаточно четко выделяются парагенезисы субакваль-ных пород наземного происхождения - главным образом накопления временных протоков, рек и постоянных водоемов (озер, болот). Они сложены темно-серыми и зеленовато-серыми песчаниками грубо-, средне- и мелкозернистыми, с прослоями глин, алевролитов, уплотненных, с включением обугленных растительных остатков, местами с прослоями гравелитов и мелкогалечных конгломератов, линзами и пластами угля толщиной до 2-5 см. Нижнеюрские отложения формировались в понижениях доюрско-го рельефа между отдельными выступающими блоками. На западном борту Судочьего прогиба мощность нижней юры возрастает до 170-290 м за счет появления новых пачек песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород, сформировавшихся в условиях русловых и пойменных фаций. В этом типе разреза доля алевролитовых и глинистых пород возрастает до 30-50 %.
Максимальные мощности нижнеюрских отложений отмечаются в Судочьем прогибе и на Тахтакаирском валу. Здесь в основании нижней юры появляются горизонты преимущественно пелитовых и мелкозернистых пород (мелкозернистые песчаники, алевролиты, аргиллиты) се-роцветной, реже пестроцветной окраски, обогащенных включениями углефицированных растительных остатков, гидроокислов железа и пирита, горизонтально-слоистых.
Среднеюрские отложения без видимого стратиграфического и углового несогласия перекрывают нижнеюрские горизонты. На основании споро-пыльцевых определений в разрезе присутствуют аален-байосские и батские отложения. Келловейские образования, входившие по прежней стратиграфической схеме расчленения в состав верхнеюрского отдела, описываются ниже, совместно с оксфордскими породами, в составе келловей-оксфорд-ского комплекса.
С началом среднеюрской эпохи совпадает постепенное дифференцированное прогибание рассматриваемой территории с последовательным вовлечением в область седиментации все новых площадей. В аален-байосе на аккумулятивной аллювиальной равнине в условиях широко развитой речной системы с сетью рукавов, пойм, стариц и озер накопилась терригенная серия пород, содержащая тонкие прослои углей, включения сидерита и пирита. Континентальная седиментация была прервана в конце байосского века крупной трансгрессией, ознаменовавшейся накоплением прибрежно-морских и мелководно-морских образований со слоистостью типа мелкой ряби, перьевидной и горизонтальной. В породах верхней части байоса зафиксировано присутствие сингенетичного глауконита [5].
Максимальные мощности среднеюрских образований отмечаются на площадях Судочьего прогиба и Тахта-каирского вала. Так, в разрезе скважины Сев. Арал № 1 она составляет 820 м, скв. № 1 Кабанбай - 839 м, скв. № 1П Бердах - 955 м, скв. Сев. Урга № 1 - 964 м. Геохимические условия осадконакопления в аален-байосский век менялись от слабоокислительных до слабовосстановительных, в батский век сохранялись преимущественно восстановительные. Обращается внимание на обогащенность пород концентрированным органическим веществом (КОВ) (прожилки, прослойки толщиной 2-6 см, линзочки, мелкие включения угля, углефицированные остатки стеблей и листьев) и рассеянным органическим веществом (РОВ). Органическое вещество выражено гелефицированными, фюзенизированными, липоидными и водорослевыми микрокомпонентами, соотношения которых не остаются постоянными в разрезе и на площади (Авазходжаев Х. Х., 1975). В составе органического вещества (ОВ) превалирует гумусовое вещество, иногда с примесью сапропелевого. Для нижней части аален-байосского разреза характерно присутствие гумусового вещества, накапливавшегося в аллювиально-пролювиальных, речных, реже в болотных условиях. Вверх по разрезу отмечается относительная обогащенность (до 5-30 % нерастворимый остаток органического вещества (НООВ) в наиболее погруженных участках) ОВ сапропелевыми компонентами, накопление которых связано с озерно-болотными, прибрежно-мор-скими и морскими фациями.
Верхнеюрские отложения почти повсеместно залегают на образованиях батского яруса без видимого углового и стратиграфического несогласия. На основании палеонтологических определений остатков фораминифер, пе-леципод, редких аммонитов и брахиопод, спорово-пыль-цевых комплексов в составе верхнеюрских отложений присутствуют морские породы келловей-оксфорда и киммеридж-титона. В келловей-оксфордский век на большей части рассматриваемой территории существовали морские условия осадконакопления. В Судочьем прогибе, судя по распределению мощностей, наряду с мелководно-морскими накапливались дельтовые осадки.
На рубеже оксфорд-киммериджа на территории Судочьего прогиба проявились восходящие движения, вследствие чего киммериджские отложения во многих местах размыты или не отлагались первоначально, а верхняя часть келловей-оксфордской толщи подверглась воздействию гипергенных процессов.
Анализ распределения мощностей верхнеюрских накоплений показал, что зоны с максимальными значениями мощностей приурочены к Судочьему прогибу (431-534 м). Исследование катагенетического преобразования ОВ пород выявило, что в зонах, где обеспечивались наиболее благоприятные термобарические условия (Судочий, Барсакельмесский прогибы), преобразование РОВ достигло градаций мезокатагенеза (МК2-МК3). Анализ литолого-геохимических особенностей пород и химико-битуминологической характеристики заключенного в них РОВ свидетельствует о том, что основным генератором газа, конденсата и в гораздо меньшей мере жидких УВ являлась среднеюрская терригенная толща. Нижне- и верхнеюрские отложения, обладающие сравнительно низким потенциалом продуктивности, могут быть вместилищами вторичных скоплений УВ.
Коллекторские свойства проницаемых пород в целом очень невыдержанны, в их изменениях на площади и по разрезу не наблюдается четко выраженных закономерностей. В терригенной толще юрского возраста Арало-Устюртской синеклизы выделяется несколько продуктивных горизонтов (снизу вверх): в нижнеюрской секции разреза куанышский горизонт, в среднеюрской-оксфо-родской - кокчалакский, акчалакский, аламбекский и ургинский, в киммеридж-титонской - шахпахтинский.
В Судочьем прогибе куанышский продуктивный горизонт выделяется в основании лейаса. Он несогласно залегает на размытой поверхности палеозойских пород, выполняя неровности доюрского рельефа. По стратиграфическому диапазону соответствует нижней юре. Характеризуется невыдержанностью пористо-проницаемых прослоев (песчаников и алевролитов), линзовидным характером их распространения, частыми латеральными замещениями одних типов терригенных пород другими. В составе куанышского горизонта различаются две пачки пород: нижняя (Кн-2), слагающая базальные слои нижнеюрского разреза, и верхняя (Кн-1), залегающая в кровле горизонта. Нижняя пачка представлена серыми разнозер-нистыми полимиктовыми песчаниками с линзовидными прослоями гравелитов, редкими прослойками алевролитов и черных углистых аргиллитов. Мощность пачки Кн-2 составляет около 150 м. Верхняя пачка (Кн-1) сложена черными и темно-серыми аргиллитами и глинами с редкими
подчиненными прослоями алевролитов и мелкозернистых песчаников. Мощность верхней пачки около 100 м. Эта пачка реализует функции покрышки для газоконден-сатной залежи куанышского горизонта [9].
Куанышский горизонт промышленно продуктивен на месторождении Бердах. При бурении скв. № 1П Арал в интервале 4012-4017 (J1) наблюдались газоводопроявления.
Характер фильтрационно-емкостных свойств пород свидетельствует о развитии в разрезе куанышского горизонта коллекторов IV и V классов. По данным П. У Ахме-дова, в Судочьем прогибе развиты коллекторы V класса с ухудшенными ФЕС. Открытая пористость пород здесь равна 0,8-7,9 %, проницаемость практически отсутствует.
В целом толщины куанышского горизонта, как и эффективные толщины коллекторов, не остаются постоянными даже в пределах одной площади. В соответствии с этим ФЕС пород куанышского горизонта также отличаются значительным диапазоном их возможных значений.
Покрышки кокчалакского горизонта по литологиче-скому составу, толщинам (20-70 м) и изолирующим свойствам близки к покрышкам куанышского горизонта. Надо заметить, что среди покрышек продуктивных горизонтов развиты лишь локальные и зональные покрышки. Функцию региональной покрышки выполняют в основном только глинистые породы неокома.
Акчалакский горизонт включает в себя четыре продуктивные пачки, отделенные друг от друга глинистыми пластами. Он прослеживается в верхней части средне-юрских отложений (верхний байос-бат). Проницаемые прослои представлены среднезернистыми песчаниками в основном полимиктового состава. Терригенная часть песчаных пород слагается кварцем, в меньшей мере полевыми шпатами, обломками кварцитов, эффузивных и глинистых пород. Акчалакский горизонт отличается весьма сложным строением. Наиболее выдержанной является нижняя пачка толщиной 16-24 м. Коллекторы трех вышерасположенных пачек из-за частых замещений непроницаемыми породами распространены очень неравномерно. Мощности их варьируют от 0 до 10-15 м. ФЕС пород также меняются в широких пределах. Коллекторы относятся к поровому типу, с удовлетворительной проницаемостью и емкостью. Их открытая пористость составляет 4-18 %, проницаемость 0-196 •Ю-3 мкм2.
Общая мощность группы пачек акчалакского горизонта возрастает в Судочьем прогибе.
Покрышки акчалакского горизонта представлены аргиллитами с прослоями глин, алевролитов и редко песчаников. Последнее обстоятельство снижает качество покрышек. Однако вверх по разрезу в колонке нарастает количество глинистого материала, в целом аргиллиты этого горизонта практически непроницаемые, их коэффициент пористости равен 2-3 %, плотность 2,4-2,5 г/см3, проницаемость измеряется от долей до 1-2 • 10-3мкм2.
Акчалакский горизонт содержит промышленные залежи газа на месторождении Урга.
Аламбекский горизонт образует базальную пачку в основании келловей-оксфордской толщи. Будучи субрегиональным репером, он хорошо прослеживается на каротажных диаграммах в разрезах площадей и месторождений АУР. Он сложен линзами мелко- и среднезернистых песчаников и алевролитов, кварцево-полевошпатовых
серых и зеленовато-серых, глинистых, слюдистых, местами известковистых, плотных, крепких. Песчаники и алевролиты расслоены глинами каолинит-гидрослюдистого состава, в которых встречаются углефицированные растительные остатки (Абетов А. Е. и др., 1999). Мощность в Судочьем прогибе составляет 170-238 м (Солопов Г. С. и др., 1996). Открытая пористость песчаников 8-22,9 % (по данным ГИС). Аламбекский горизонт промышленно газоносен на Урге.
Ургинский горизонт, по номенклатуре В. П. Алексеева (1994), включает в себя три пачки, сложенные зеленовато-серыми и пестроцветными аргиллитами, расслоенными пластами песчаников и алевролитов, реже известняков. Песчаники и алевролиты полимиктовые, отсортированные, относительно хорошо окатанные. В породах отмечено присутствие пирита, глауконита, в кровельной части -гидроокислов железа. Мощности ургинского горизонта варьируют от 200 до 400 м. Коллекторы ургинского горизонта характеризуются, как правило, заметно изменчивой пористостью и проницаемостью. По данным лабораторного изучения керна и материалам ГИС, коэффициент пористости изменяется в интервале 8-28 %, проницаемость 1-196 • 10-3 мкм2. Покрышки аламбекского и ургинского горизонтов, размещающиеся в келловей-оксфордских отложениях, более выдержаны по разрезу и по площади по сравнению с покрышками нижележащих продуктивных горизонтов. Мощности их варьируют в пределах 20-40 м. Они выражены тонкоотмученными глинами, обычно лишенными примеси терригенного материала, и являются практически непроницаемыми (Абетов А. Е., Лабутина Л. И., 2000).
Из коллекторов ургинского горизонта получены промышленные притоки газа с конденсатом на месторождении Урга. Газопроявление непромышленного значения (Q = 5 тыс. м3/сут) зафиксировано из верхнеюрских коллекторов скважины № 2 Арал (интервал 2720-2708 м).
Шахпахтинский горизонт приурочен к кровле юрских отложений - киммеридж-титонскому ярусу. Он представлен светло-серой пачкой карбонатных пород (известняков, доломитов), расслоенных пластами песчаников и глин. В нем отмечены включения ангидритов, фосфоритов, глауконита, а также остатков микрофауны позднеюрского облика. Мощность горизонта изменяется в значительных пределах (от 10 до 100 м). Максимальные толщины приходятся на погруженные зоны ЮжноУстюртской впадины и на Судочий прогиб. Коллекторы горизонта (известняки и песчаники) обладают повышенной пористостью (15-25 %) по сравнению с коллекторами остальных горизонтов, проницаемость их составляет 14 • 10-3 мкм2. Шахпахтинский горизонт и юрские отложения в целом перекрываются регионально выраженным надежным флюидоупором, сложенным толщей морских тонкоотмученных глинистых пород валанжинского яруса.
Для рассматриваемой территории в юрском периоде четко обособляются пять этапов развития, различающиеся по палеогеографическим и геодинамическим особенностям: раннеюрский, аален-байосский, батский, кел-ловей-оксфордский и титонский (для Южного Устюрта киммеридж-титонский).
Распределение мощностей нижнеюрских отложений. Почти повсеместно нижнеюрские отложения выражены терригенным комплексом (песчаниками, реже алевролитами
и глинами), несущим следы явного погрубения кластического материала вблизи источников сноса (Казахстано-Кызылкум-ская суша, Центрально-Каракумский свод и ранее упомянутые местные поставщики обломочного материала). Что касается мощностей нижнеюрских образований, то они в целом по региону изменяются в достаточно широком диапазоне. Наибольшие значения мощностей зафиксированы в разрезах скважин на площадях Судочьего прогиба (Бердах, скв. 1П - 728 м, скв. 2 - 778 м, Северный Арал, скв.1 - 888 м, Северная Урга, скв.1 - 950 м) и Тахтакаир-ского вала (Арка-Кунград, скв.1 - 1206 м). В северной части Судочьего прогиба, по данным сейсмостратиграфиче-ского анализа, выполненного А. Е. Абетовым, мощности нижней юры в контуре отдельных впадин предполагаются равными 1400 м. В разрезах рэт-лейаса Судочьего прогиба и Тахтакаирского вала доминируют мелкозернистые и пелитовые накопления, доля которых в спектре пород доходит до 70-75 %.
Распределение мощностей среднеюрских отложений. По характеру распределения мощностей отчетливо вырисовываются приподнятые участки и зоны прогибаний. Максимальные мощности зафиксированы в центральных частях прогибов, минимальные - в зонах поднятий. Так, на площади Судочьего прогиба толщины средней юры максимальные (от 850-950 м на бортах прогиба до 1100-1200 м в наиболее погруженной части). На Бердахской ступени значения среднеюрских толщин несколько снижаются, составляя от 851 до 952 м (соответственно Сев. Бердах, скв. 1 и Бердах, скв. 2). На северном и северо-восточном бортах толщины среднеюрских накоплений остаются того же порядка, что и на Бердахской ступени, изменяясь от 803 (Кабанбай, скв. 1 оп) до 964 м (Северная Урга, скв. 1).
Распределение мощностей верхнеюрских отложений. В позднеюрскую эпоху продолжается общее, но достаточно дифференцированное прогибание, обеспечившее накопление значительных по мощности (до 500-600 м) толщ прибрежно-морского и мелководно-морского генезиса. В составе верхнеюрского отдела рассматриваются и отложения келловейского яруса, образующие с перекрывающими их породами оксфорда генетически однородную пачку.
Диапазон изменения мощностей верхнеюрских отложений не так широк, как для среднеюрских, и равен 150-620 м. Закономерности в распределении верхнеюрских отложений сохраняются в целом похожими на отмеченные для среднеюрских пород. Фокусы максимальных прогибаний приходятся на унаследованно прогибающиеся зоны Судочьего прогиба и Тахтакаирского вала. В северной части Судочьего прогиба вырисовывается близкая к овальной зона прогиба северо-западного простирания, оконтуренная изопахитой 500 м. На площадях внутри этой зоны толщины верхней юры изменяются от 508 до 536 м (соответственно Бердах, скв. 1П, скв. 4; Кабанбай, скв. 1 оп) [4, 10].
По данным О. А. Зориной, Л. М. Акименко и др., в пределах Судочьего прогиба в разрезах верхней, средней и нижней юры выделяется соответственно 11 (13), 11 (12), 6 (11) пачек песчаников, разделенных глинистыми покрышками.
Пачки песчаников отличаются по площади и разрезу распределением мощностей коллекторов, невыдержанностью литологического состава (изменение степени зернистости и глинистости пород, изменение ФЕС и т. д.).
Наибольшей изменчивостью обладают нижнеюрские отложения.
Более выдержанны пачки песчаников в средней юре и в низах верхней юры. На рис. 1, 2 представлены геологические разрезы продуктивной толщи, взятые из работ по месторождениям Урга, Вост. Бердах-Учсай [3, 5, 12, 13].
Как видно из этих разрезов, несмотря на то, что пачки песчаников выделяются на всех месторождениях, коллекторы в пределах выделенных пачек распространены не повсеместно, а образуют линзообразные тела различной протяженности.
Результаты работ и выводы
Для оценки степени изменчивости ФЕС коллекторов выделенных пачек проведено сравнение средних величин эффективных толщин, коэффициентов пористости, газонасыщенности и остаточной водонасыщенности по указанным ранее месторождениям (табл. 1).
Для пластов, в которых залежи не выявлены, величины К определялись по уравнению:
K = 1 - K , (1)
о.в г.ср 4 7
где Кг.ср - фиктивное значение газонасыщенности, рассчитанное формальным способом по измеренным значениям р БК и расчетным р при данной пористости.
Как показали сравнения этих параметров, на всех трех месторождениях коллекторы имеют близкие ФЕС.
Наблюдается некоторое увеличение Ко.в в песчаных пластах-коллекторах месторождений Вост. Бердах-Учсай.
Однако в целом все коллекторы по ФЕС могут быть отнесены к одной группе и, следовательно, в них одинаково должны протекать процессы газоизвлечения.
Обращает на себя внимание тот факт, что на месторождении Урга наиболее емкой по ФЕС является пачка 132 + 132а, к которой приурочено свыше 20 % запасов. Эта пачка находится в кровельной части верхней юры. В то же время на месторождениях Сургиль-Сев. Арал и Вост. Бердах-Учсай в этой части разреза содержатся коллекторы с достаточно высокой пористостью, но с высоким
Рисунок 1. Месторождение Урга, геологический разрез верхнеюрской толщи по линии скважин № 8-20-2-1-7 (составили: О. А. Зорина, Л. И. Нестерова)
Figure 1. Urga field geological section of the Upper Jurassic strata along the line of wells no. 8-20-2-1-7 Compiled by: O. A. Zorina, L. I. Nesterova)
Рисунок 2. Месторождения Восточный Бердах, Учсай. Геологический профиль по линии I-I (составили: О. А. Зорина, Л. И. Нестерова)
Figure 2. Deposits Vostochny Berdakh, Uchsay. Geological profile along the line I-I (oompiled by: O. A. Zorina, L. I. Nesterova)
содержанием остаточной воды, что говорит о преобладании в этой части разреза более мелкозернистых (по сравнению с Ургой) разностей [9, 14].
Подошвенная часть верхней юры продуктивна на всех месторождениях. Однако если на Урге это песчаники с относительно невысокими ФЕС, то на Сургиле, а особенно на Вост. Бердахе-Учсае это одни из лучших коллекторов, с которыми связаны основные запасы на Вост. Бердахе-Учсае, основные продуктивные пачки в средней юре - 122а + ^2б, 123 и 127, а на Сургиле - 122, 126, 128
и ^10, с которыми связаны основные запасы. На Урге ФЕС коллекторов этих пачек значительно ниже, поэтому там получены непромышленные притоки газа.
Терригенные юрские коллекторы Судочьего прогиба представлены песчаниками с разной зернистостью и глинистостью.
Пачки песчаников в целом характеризуются изменчивостью ФЕС по площади и разрезу. Однако сравнение средний значений величин Кп, Ков показало, что в общем они имеют близкие ФЕС и будут иметь общие особенности при их разработке.
Таблица 1. Сопоставление ФЕС продуктивных пачек месторождений Урга, Сургиль-Сев. Арал, Вост. Бердах-Учсай Table 1. Comparison of reservoir properties of productive units of the Urga, Surgil-Sev. Aral, Vost. Berdakh-Uchsay
Индекс Урга Сургиль-Сев. Арал Вост. Бердах-Учсай
пачек h ф эф.ср К,% п ' К /К г о.в h ф эф.ср К, % п ' К/К г о.в h ф эф.ср К, % п' К/К г о.в
J31 2,2-3,4 20-23 1,76/0,24 2-4 22-26 0,59/0,41 2-4 14-16 -/0,25
J32 J 3-8 17-22 0,76-0,83 0,17-0,24 3-4 21-22 0,62-0,65 0,35-0,38 4-6 15-18 -/0,28
J33 4-7 17-18 0,74-0,77 0,23-0,26 2-15 23-29 0,57-0,7 0,3-0,43 2-4 15-18 -/0,28
J34 3-4 19-20 0,78/0,22 2-6 23 0,65/0,35 2-5 14-16 -/0,25
J35 5-6 18-19 0,75/0,25 2-6 16-17 0,55-0,59 0,41-0,45 2-4 16-18 -/0,3
1 5а J3 5-6 15-16 0,74/0,26 3-10 22-24 0,63-0,64 0,36-0,37 2,6 15-16 -/0,3
J36 6-7 15-16 0,74/0,26 2-6 18-24 0,6-0,72 0,28-0,4 2-4 15-16 -/0,3
J37 6-10 16 0,74/0,26 4-5 17-23 0,6-0,72 0,28-0,4 2-3 16 -/0,35
J37a 4-6 16-18 0,72-0,76 0,24-0,28 4 19 0,62/0,38 2-4 16-18 -/0,28
J38 4-6 15-16 0,8-0,84 0,16-0,2 - - - 4-30 16-18 0,65/0,35
J39 Не выделена Не выделена 3-15 16-18 0,65/0,35
J310 Не выделена Не выделена 4-8 16-19 0,6-0,65 0,35-0,4
J311 Не выделена Не выделена 5-15 15-9 0,6-0,67 0,33-0,4
J21 + J21a 4-8 17-20 -/0,22 2-9 17-24 0,57-0,7 0,3-0,43 4-20 15 0,65/0,35
J22 2-12 16-18 -/0,26 2-10 18-22 0,66-0,75 0,25-0,34 16-30 15 0,67/0,33
J23 2-8 17-19 -/0,3 2-4 18-22 0,69-0,72 0,28-0,31 8-20 15 0,65/0,35
J24 4-6 15-18 -/0,28 2-5 16-20 0,6-0,7 0,3-0,4 4-12 13-15 0,66/0,34
J25 4-8 16-18 -/0,28 3-7 18-19 0,7-0,73 0,27-0,3 8-12 14-15 0,7-0,73 0,27-0,3
J26 2-10 13-18 -/0,26 2-10 13-21 0,62-0,75 0,25-0,38 8-16 14-19 0,7/0,3
J27 2-8 13-19 -/0,3 2-8 14-20 0,28-0,37 8-16 14-19 0,7/0,3
J28 4-12 15-17 -/0,35 12-30 15-23 0,57-0,74 0,26-0,43 4-14 16-18 0,65/0,35
J29 2-6 13-15 -/0,4 2-3 14-15 0,62/0,38 2-4 14-16 -/0,37
J210 2-10 12-15 -/0,4 4-20 14-17 0,61-0,75 0,25-0,39 2-6 14-16 -/0,36
J211 4-12 13-15 -/0,42 5-17 11-20 0,62-0,78 0,22-0,38 2-8 12-16 -/0,38
J11 6-8 13-16 -/0,44 4-6 12-16 -/0,4 2-8 14-16 -/0,38
J12 10-18 12-16 -/0,35 4-8 11-15 -/0,44 2-6 12-16 -/0,4
J13 6-8 13-16 -/0,38 2-4 11-14 -/0,48 Н/вскр.
J14 4-6 12-14 -/0,45 Н/вскр. Н/вскр.
J15 4-8 12-14 -/0,44 Н/вскр. Н/вскр.
J16 2-6 12-14 -/0,46 Н/вскр. Н/вскр.
ЛИТЕРАТУРА
1. Абидов А. А., Халисматов И. Х., Бурлуцкая И. П., Закиров Р. Т. Подсчет извлекаемых запасов природного газа на месторождениях углеводородов - основа для внедрения ресурсосберегающих технологий разработки // Проблемы энерго- и ресурсосбережения. 2005. №1. С. 31-36.
2. Абдуллаев Г. С., Хегай Д. Р., Юлдашева М. Г. Определение направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в Устюртском регионе в условиях дефицита фонда подготовленных нефтегазоперспективных объектов // Теоретические и практические аспекты нефтегазовой геологии Центральной Азии и пути решения современных проблем отрасли: Междунар. науч.-практ. конф. Ташкент, 2009. С. 71-73.
3. Бурлуцкая И. П., Халисматов И. Х., Огородников И. В., Алламуратов А. Б. Некоторые особенности геологического строения месторождения Урга // Нефть и газ. 2001. № 4. С. 14-18.
4. Бегметов Э. Ю., Халисматов И. Х., Гом С. Ю. О совершенствовании геологоразведочных работ в Устюртском регионе в связи со сложностью геологического строения месторождений (на примере месторождения Вост. Бердах-Учсай) // Теоретические и практические аспекты нефтегазовой геологии Центральной Азии и пути решения современных проблем отрасли: Междунар. науч.-практ. конф. Ташкент, 2009. С. 102-122.
5. Каримов А. К., Халисматов И. Х., Саманов А. Анализ геолого-геофизических материалов и обобщение результатов разработки месторождений Устюртского нефтегазоносного региона с целью уточнения конечной газоотдачи // Нефть и газ. 2008. № 4. С. 78-81.
6. Султанов И. А. Газоотдача - один из основных показателей эффективности разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. 2001. № 1. С. 32-34.
7. Саманов Ж. Закономерность распространения пород-коллекторов в юрских отложениях Южного Приаралья // Теоретические и практические аспекты нефтегазовой геологии Центральной Азии и пути решения современных проблем отрасли: Междунар. науч.-практ. конф. Ташкент, 2009. С. 69-71.
8. Лернер У., Митчелл Д. и др. К вопросу газоотдачи газоносных терригенных коллекторов Пенсильвания Перимской провинции // Oil and Gas Magasin 2002. №. 3. P. 81-95. (Перевод с англ.)
9. Халисматов И. Х., Бурлуцкая И. П., Сагайдачная О. С. Анализ геолого-геофизических материалов и результатов разработки месторождений Устюртского нефтегазоносного региона с целью уточнения конечной газоотдачи // Теоретические и практические аспекты нефтегазовой геологии Центральной Азии и пути решения современных проблем отрасли: Междунар. науч.-практ. конф. Ташкент, 2009. C. 122-124.
10. Методические рекомендации по оценке конечной газоотдачи сложнопостроенных продуктивных терригенных коллекторов / Халисматов И. Х. [и др.] Ташкент: НХК «Узбекнефтегаз», 2009. 34 с.
11. Халисматов И. Х., Бурлуцкая И. П., Гом С. Ю. Определение коэффициента газоотдачи терригенных коллекторов на стадии поисковых работ // Проблемы энерго- и ресурсосбережения. 2009. № 3-4. С. 80-83.
12. Халисматов И. Х., Бурлуцкая И. П., Гом С. Ю., Ботирова Н. Определение коэффициента газоотдачи терригенных коллекторов на стадии разведки месторождения и проектирований разработки // Узбекский журнал нефть и газ. 2010. № 1. С. 76-81.
13. Халисматов И. Х., Закиров Р. Т., Саакова Ю. Учет коэффициента извлечения газа при подсчете запасов на газовых и газоконденсатных месторождениях // Нефть и газ. 2016. № 4. С. 25-32.
14. Халисматов И. Х., Закиров Р. Т., Агзамов Ж. Ш., Саакова Ю. Оценка конечной газоотдачи терригенных продуктивных пластов при использований вероятностно-статистических методов // International scientific and Practical Conference «WORLD science», 28-29 March 2016, Dubai, UAE. 2017. №. 4(8). P. 70-72.
15. Халисматов И. Х., Абидов А. А., Каршиев О. Литолого-стратиграфические исследования доюрских отложений Устюртского региона для оценки их перспектив нефтегазоносности // Проблемы энерго- и ресурсосбережения. 2006. № 2. С. 36-41.
Статья поступила в редакцию 1 июня 2021 года
УДК 553.98.041:551.734(575.172)
https://doi.org/10.21440/2307-2091-2021-3-34-43
Features of filtering-capacitive properties of difficultly built productive yursky terrigenous reservoirs of the Usturt oil and gas region
Irmukhamad Khalismatovich KHALISMATOV1* Ravshan Tulkinovich ZAKIROV2** Shokhboz Erol ugli SHOMURODOV2*** Rakhima Rakhimdzhanovna ISANOVA2**** Erali Shavkadzhanovich KURBONOV2*****
1LLC "Scientific, Applied and Training Center of Energy and Resources", Tashkent, Uzbekistan 2Tashkent State Technical University named after Islam Karimov, Tashkent, Uzbekistan
Abstract
Introduction. Based on geological and technological factors, it is necessary to take into account the gas recovery factor when calculating reserves for gas and gas condensate fields. The increase in gas reserves should be drained only in terms of recoverable reserves, which most realistically reflect the availability of resources in the oil and gas industry. Purpose of work - analysis of the dynamics of development of the Surgil, Vost. Berdakh-Uchsay, Urga fields with the whole determination of the final volume of drained gas reserves, the assessment of the gas recovery factor and the development of recommendation according to the methodology for determining the gas recovery factor in the fields, with the ruggedness to the Jurassic terrigenous sediments. The gas recovery factor currently estimated based on the development data of the Ustyurt field is clearly underestimated in comparison with the well-known literature sources for sandy-argillaceous reservoirs. Therefore, it becomes an urgent task to assess the maximum possible volume of gas recovery and to assess the gas recovery factor.
Methodology. The amount of gas recovery of productive terrigenous reservoirs developed in natural mode essentially depends on: the reliability of determining the initial hydrocarbon reserves, the efficiency of the selected development system; lithological features of the reservoir structure; uniformity of the structure of the pore space of reservoirs over the area of the reservoir and the section; consistency of reservoir layers in terms of thickness and uniformity of their interlayers according to reservoir properties. According to these factors, akamu performed changes in the ultimate gas recovery of deposits. The criterion in this case was the data of reserves estimation using the pressure drop method, showing how much of the initial reserves is involved in drainage and how it changes during operation. Results of work and conclusions. The gas recovered factor, being a purely economic concept, will be determined either by the results of hydrodynamic studies or empirically by the result of the development of fields similar to the one under study. A certain amount of gas, due to the heterogeneity of the reservoir properties of the reservoirs, remains in their small pores or depends on technological factors associated with a drop in reservoir pressure to a critical level - further development of the reservoir becomes unprofitable. Thus, the recovery factor of gas deposits under various conditions associated with either a geological or technological factor becomes below unity.
Keywords: gas recovery factor, gas condensate, gas-oil fields, reservoir properties, Jurassic system, stratigraphy of the Aral-Ustyurt region, capacity distribution, productive unit.
REFERENCES
1. Abidov A. A., Khalismatov I. Kh., Burlutskaya I. P. 2005, Calculation of recoverable natural gas reserves in hydrocarbon fields - the basis for the introduction of resource-saving development technologies. Problemy energo- i resursosberezheniya [Problems of energy and resource saving], no. 1 pp. 31-36. (In Russ.)
2. Abdullaev G. S., Khegay D. R., Yuldasheva M. G. 2009, Determination of the direction of prospecting and exploration work for oil and gas in the Ustyurt region under conditions of a shortage of the fund of prepared oil and gas promising objects. Theoretical and practical aspects of oil and gas geology in Central Asia and ways to solve modern problems of the industry: International scientific and practical conference. Tashkent, pp. 71-73. (In Russ.)
3. Burlutskaya I. P., Khalismatov I. Kh., Ogorodnikov I. V., Allamuratov A. B. 2001, Some features of the geological structure of the Urga field. Uzbekskiy zhurnal nefti i gaza [Uzbek Journal of Oil and Gas], no. 4, pp. 14-18. (In Russ.)
4. Begmetov E. Yu., Khalismatov I. Kh., Gom S. Yu. 2009, On the improvement of geological exploration in the Ustyurt region due to the complexity of the geological structure of the fields (for example, the East Berdakh-Uchsay field). Theoretical and practical aspects of oil and gas geology in Central Asia and ways to solve modern problems of the industry: International scientific-practical conference. Tashkent, pp. 102-122. (In Russ.)
5. Karimov A. K., Khalismatov I. Kh., Smanov A. et al. 2008, Analysis of geological and geophysical materials and generalization of the results of the development of the Ustyurt oil and gas fields in order to clarify the final gas recovery. Uzbekskiy zhurnal Neft' i gaz [Oil and Gas], no. 4, pp. 78-81. (In Russ.)
[email protected] "[email protected] "[email protected] ""[email protected] [email protected]
6. Sultanov I. A. 2001, Gas recovery is one of the main indicators of the efficiency of field development. Neftyanoye khozyaystyvo [Oil Industry Journal], no. 1, pp. 32-34. (In Russ.)
7. Samanov J. 2009, Regularity of the distribution of reservoir rocks in the Jurassic sediments of the Southern Aral Sea region. Theoretical and practical aspects of oil and gas geology of Central Asia and ways of solving modern problems of the industry: International scientific and practical conference. Tashkent, pp. 69-71. (In Russ.)
8. Lerner U., Mitchell D. et al. 2002, On the issue of gas recovery of gas-bearing terrigenous reservoirs of the Perm province of Pennsylvania. Oil and Gas Magazine, no. 3, pp. 81-95.
9. Khalismatov I. Kh., Burltskaya I. P., Sagaidachnaya O. S. 2009, Analysis of geological and geophysical materials and results of field development in the Ustyurt oil and gas region in order to clarify the final gas recovery. Theoretical and practical aspects of oil and gas geology in Central Asia and ways to solve modern problems of the industry: International scientific and practical conference. Tashkent, pp. 122-124. (In Russ.)
10. Khalismatov I. Kh., Abidov A. A., Babadzhanov T. L. et al. 2009, Methodological recommendations for assessing the final gas recovery of complexly constructed productive terrigenous reservoirs. Tashkent: Uzbekneftegaz, 34 p. (In Russ.)
11. Khalismatov I. Kh., Burlutskaya I. P., Gom S. Yu. 2009, Determination of the gas recovery coefficient of terrigenous reservoirs at the stage of prospecting. Problemy energo- i resursosberezheniya [Problems of energy and resource saving], no. 3-4, pp. 80-83. (In Russ.)
12. Khalismatov I. Kh., Burlutskaya I. P., Gom S. Yu. 2010, Botirova N. Determination of gas recovery coefficient of terrigenous reservoirs at the stage of field exploration and development design. Uzbekskiy zhurnal Net i gaz [Oil and Gas], no. 1, pp. 76-81. (In Russ.)
13. Khalismatov I. Kh. et al. 2016, Accounting for the gas extraction factor when calculating reserves at gas and gas condensate fields. Uzbekskiy zhurnal Net i gaz [Oil and Gas], no. 4, pp. 25-32. (In Russ.)
14. Khalismatov I. Kh., Zakirov R. T., Agzamov Zh. Sh., Saakova Yu. 2016, Estimation of the final gas recovery of terrigenous productive and composition when using probably according to statistical methods. WORD Science expo 2020 Methodology of Modern Research: International scientific and Practical Conference, 28-29 March 2016, Dubai, UAE. (In Russ.)
15. Khalismatov I., Abidov A. A., Karshiev O. 2006, Litology-stratigraphic pre-Jurassic deposits of the Ustyurt region to assess their prospects for oil and gas content. Problemy energo- i resursosberezheniya [Problems of energy and resource saving], no. 2, pp. 36-41. (In Russ.)
The article was received on June 1, 2021
