Разведка массивных залежей газа в Западном Узбекистане на примере Денгизкуль-Хаузакского месторождения

Одной из главных задач при проектировании разведки месторождений газа является установление оптимальной плотности разведочных скважин, т.е. рациональное размещение минимального количества скважин, необходимого и достаточного для подсчета запасов с данной точностью и учетом категорий, предусмотренных при подготовке залежей к разработке. В общем случае плотность скважин при равномерном их размещении по площади, на которой подсчитываются запасы по категориям А+В, можно определить, исходя из требований инструкций ГКЗ, регламентирующих расстояния между скважинами.

В настоящее время отсутствует общепринятый подход к выбору систем заложения скважин при разведке массивных залежей, которые учитывали бы специфику их геологического строения. При разведке залежей любого типа обычно используют равномерные по площади или равномерные по профилю системы расположения скважин. Такая методика дает определенный экономический эффект при разведке скоплений газа пластово-сводовых типов, в других же случаях ее эффективность, по-видимому, не является доказанной.

Количественному пределу скважин, после которого дополнительно пробуренные скважины, по существу, не изменяют значения основных подсчетных показателей залежей, соответствует определенная плотность разведочной сети, называемая рациональным пределом разведки. Для его определения проведены анализ и обобщение материалов разведки Денгизкуль-Хауэакского месторождения по методике М.Н. Сосон и др., основанной на вычислении отклонений этапных значений основных параметров залежи от вероятнейших. Под вероятнейшими понимаются величины параметров залежи, полученные по результатам всего выполненного объема поисково-разведочного бурения.

Денгизкуль-Хаузакское месторождение относится к юго-восточной части Чарджоуской ступени Каракумского нефтегазоносного бассейна, где к высокопористым карбонатным отложениям верхней юры приурочены массивные залежи с общей площадью 276,8 км2.

Газоносные пласту (в гак называемом горизонте ХУ-ПР) коллектора характеризуются относительно высокой, особенно в Денгизкульской части складки, газонасыщенностью и представлены известняками серого и темно-серого цвета, крепкими, массивными, часто с плитчатой отдельностью. Пористые разности незакономерно чередуются с плотными малопористыми и непроницаемыми, с чем связана неоднородность резервуара. Ангидриты серого и белого цвета массивные, часто содержащие прожилки темного карбоната, развиты в основном на участке Шады (15,9%) и Хаузак (11,8%), где формируют в переслаивании с плотными известняками верхнюю часть горизонта. На Денгизкульском участке ангидриты составляют в отдельных скважинах 0,6%.

Газоносной является также часть резервуара, выделяемая как ХУ-Р горизонт. Это серые и светло-серые массивные пористо-кавернозные, часто рыхлые, слабо сцементированные известняки. Характеристика резервуара по площади месторождения сильно меняется. Отсюда и резкие изменения подсчетных параметров.

Разведка Денгизкуль-Хаузакского месторождения начата в 1965 г. и производилась профилями скважин, расположенными вкрест простирания структуры. В начале разведки расстояния между разведочными скважинами составляли 3,5-5,5 км, а к концу - расстояния между профилями составляли 1,3-3,0 км. Всего в процессе разведки пробурено 44 скважины, из которых 36 скважин внутри контура газоносности, а 8 скважин - за контуром. В подсчете запасов газа Денгизкуль-Хаузакского месторождения участвовало 42 скважины. Все эти скважины были пробурены для поисков и разведки залежей газа. Из 42 скважин одна скважина структурно-параметрическая (1-Денгизкуль), восемь скважин поисковые (2-, 3-Денгизкуль, 1-, 2-, 3-Хаузак, 1-, 2-,. 3-Шады). Все остальные скважины пробурены как разведочные. К 1. V 1975 г. на месторождении рассчитаны запасы по категории в количестве 127 717 млн. м3 газа.

В статье излагаются результаты изучения разведочного этапа, основной целью которого является подготовка месторождения к разработке с подсчетом запасов газа по категории C1.

Для анализа использована информация о величине объема залежей, площади газоносности, эффективной газонасыщенной мощности и пористости в зависимости от плотности разведочной сети. Анализировался весь фонд скважин с учетом последовательности их бурения, даты опробования и окончательной оценки скважин. В соответствии с фактическим состоянием разведочный этап на Денгизкуль-Хаузакском месторождении складывается из шести этапов.

На первом этапе разведки (1966-1969 гт.) было пробурено шесть скважин (табл. 1,2), из них одна скважина (Денгизкуль) - структурно-параметрическая, четыре скважины (2-, 3-Денгизкуль и 1-, 2-Хаузак) - поисковые и одна скважина (4-Денгизкуль) - разведочная. Данный этап можно отнести к поисковому. На этом этапе шестью скважинами было открыто месторождение и дана его предварительная геолого-экономическая оценка. Основными видами и методами работ является поисковое бурение и геофизическое исследование в скважинах. Из этих шести скважин две (1-я и 4-я) оказались за контуром залежи (см. табл. 1). По материалам бурения этих скважин определена гипсометрия кровли и подошвы карбонатной формации, их конфигурация, а также положение газоводяного контакта на отметке 2300 м. На данном этапе также установлено сходство материалов подготовки месторождения (структурное бурение и сейсмические методы разведки) и поискового бурения. По итогам этого этапа запасы газа месторождения были оценены по категории в 19 428 млрд. м3.

На втором этапе (1970-1971 гг.) разведки было пробурено восемь скважин (см. табл. 1,2). Из них одна скважина (3-Хаузак) - поисковая, другие - разведочные. Из восьми скважин шесть оказались в контуре газоносности, две скважины за контуром.

На данном этапе изучения структурно-тектонических особенностей месторождения, структурных соотношений с соседними скважинами Уртабулак, Хаузак и Самантепе намечена новая складка к северу от Хаузака и уточнено положение газоводяного контакта. К 1971 г. стало очевидным, что газоводяной контакт для Денгизкульской и Хаугакской складок единый (табл. 3). По существу, на этом этапе установлен новый тип месторождения. Запасы газа на втором этапе составили 19 428 млрд. м3.

На третьем этапе разведки было пробурено семь скважин, из них в контуре газоносности оказались пять скважин, за его пределами -две скважины. Результаты этих исследований уточнили структурно-тектонические особенности складок, определили литологический состав пластов, их общие и эффективные мощности, коллекторские свойства, газонасыщенность. На этом этапе произошло уточнение положения газоводяного контакта (ГВК). Если на предыдущем этапе ГВК проходил севернее новой складки, то к 1972 г. ГВК сместился к югу, срезал юго-восточное крыло и проходил по изогипсе минус 2330 м.

Запасы газа на третьем этапэ остались на том же уровне, 19 428 млрд.м3.

На четвертом этапе разведки (1973 г.) пробурено восемь скважин, все скважины оказались в контуре газоносности. Одна из этих скважин пробурена как поисковая (скв. 1-Шады), семь как разведочные. Фактически на четвертом этапе разведочный этап оказался совмещенным с поисковым. Данные этих скважин коренным образом изменили представление о структурно-тектонических особенностях месторождения. Теперь была принята идея о трехкупольном строении складки. Результаты поисковой скв. 1-Шады позволили вырисовывать четвертый купол, находящийся к северу от Хаузакской складки (см. табл. 1, 2).

Другим важнейшим результатом этого этапа является определение газоносности Шадынского купола и уточнение положения контуров ГВК. Здесь следует отметить, что материалы подготовки Шадынского купола к разведке в основном подтверждают материалы сейсморазведки, согласно которым Шадынский купол расположен к западу от купола, вырисовывающегося по материалам глубокого бурения. Запасы газа на четвертом этапе составили 50 670 млн. м3.

На пятом этапе разведки заложено семь скважин, иг них шесть скважин оказались в контуре газоносности, а одна - за его пределами, Скв. 2-, 3-Шады пробурены как поисковые, все остальные являются разведочными.

В результате разбуривания скважин на пятом этапе выяснилось строение Шадынского купола и его положение. Определена зона развития высокопористых известняков, уточнено положение ГВК на западной части Денгизкуль-Хаузакского месторождения. Положение ГВК полностью выявлено. Представления о структурно-тектонических особенностях Денгизкуль-Хаузакской складки существенно не изменились.

Запасы газа на пятом этапе составляют 94 010 млрд. м по категории C1.

На шестом этапе (1975 г.) пробурено восемь скважин, из них семь скважин оказались в контуре газоносности, а одна - за контуром. Все скважины заданы с целью разведки залежей газа в карбонатных коллекторах юры. Разбуривание этих скважин существенным образом уточнило конфигурацию кровли карбонатных коллекторов. Так, например, к северу и югу от Хаузакского купола уточнено строение Шадынского купола, а также купола, расположенного к юго-юго-западу от Хаузакского. Юго-юго-западный купол не охарактеризован скважинами, но по законам горной геометрии должен находиться в контуре газоносности, поэтому для него подсчитаны запасы газа по категории.

В табл. 3 приведены принятые к подсчету запасов положения ГВК по всем скважинам, расположенным в пределах контура газоносности, отдельно по участкам, в пределах которых выявлено различное положение ГВК.

Таким образом, по выделенным этапам подсчитывались площади, эффективные газонасыщенные мощности, плотность разведочной сета, а также величины изменения их на последующих этапах. С целью определения разведочной сети скважин были проанализированы основные параметры залежи и проведено сравнение их с вероятнейшими значениями (см. табл. 2).

Анализ показал существенное отклонение величин параметров от вероятнейших значений в зависимости от количества исходных данных на каждом условно выделенном этапе. Такое сравнение по этапным изменениям значений основных параметров залежи с вероятнейшими позволяет более точно определить рациональное количество поисково-разведочных скважин.

Из табл. 1,2 следует, что плотность скважин изменялась пропорционально увеличению количества пробуренных скважин, достигнув в конце разведки 6,3 км /скв. Объем залежи изменился за счет уточнения площади газоносности и эффективной газонасыщенной мощности, особенно в течение первых трех этапов разведки, хотя запасы газа не изменялись, торца как плотность размещения скважин резко менялась от 3,34 до 12,60 км /скв. В дальнейшем, по мере бурения новых скважин, уточнения площади и эффективной мощности, плотность скважин на остальных IV, V, VI этапах достигала от 9,1 км2/скв. до 6,3 км2скв. Величина эффективной мощности уточнилась лишь на 7,2%.

Данные об эффективной пористости на протяжении шести этапов разведки изменились от 0,112 до 0,060 (табл. 1,2). Это уточнение не превысило 28,5% (см. табл. 2). Среднеарифметическое значение величины пластовых давлений менялось от первого этапа к третьему соответственно 2 73,9; 256,5 и 270,0 кг/см . На последующих этапах величина пластового давления не изменялась. Оно оставалось на уровне 265 кг/см2.

При разведке Денгизкуль-Хаузакского месторождения запасы газа изменились в процессе осуществления первых трех этапов с 19,428 млн. м3 до 127 717 млн. м3. Прирост запасов газа был отмечен и на четвертом этапе разведки. Он составил 31 242 млн. м3 На пятом этапе разведки прирост запасов увеличился на 43 340 м3 за счет ввода новых площадей (Хаузак). На шестом этапе разведки запасы газа увеличились при уточнении площади газонасыщенной мощности залежи главным образом в процессе разведки площади Шады. Таким образом, наибольшее увеличение запасов связано с последними тремя этапами и осуществлялось за счет разбуривания новых площадей.

Экономические показатели поисков и разведки исчисляются исходя из прироста запасов газа в расчете на 1 пог. м бурения, а также из стоимости разведки 1 тыс. м газа при данной плотности размещения скважин. Из табл. 1,2 видно, что с увеличением плотности размещения скважин происходит непрерывное уменьшение количества запасов газа на 1 пог. м проходки от 3238 до 2903 млн.м3. Здесь следует отметить резкое уменьшение количества запасов газа на IV этапе разведки с 3238 до 1747 млн.

С 1974 г запасы на одну скважину значительно увеличились, достигнув 2500 млн. м газа нa V этапе разведки и 2903 млн.м3 нa VI этапе.

В целом запасы газа изменялись с 19 428 млн. м (первый этап разведки) до 127 717 млн. м3 (к концу VI этапа). Наибольшее увеличение запасов произошло на V этапе разведки, тогда прирост запасов достиг 43 340 млн. м или 33,9% всего прироста.

Наименее эффективным является период между четвертым и шестым этапами разведки, когда при увеличении плотности сети скважин от 9,1 до 6, 3 км /скв. количество запасов на 1 пог. м проходки по сравнению с предыдущими этапами резко уменьшается от 0,950 до 0,341 млн. м3. Из табл. 1 видно, что стоимость разведки (с учетом поисково-разведочного бурения) составила 33 272,2 тыс. руб., а с учетом затрат на подготовительные работы — 35 539,2 тыс. руб. Соответственно себестоимость 1000 газа составляет 26 и 28 коп. (рис. 1).

Себестоимость разведки 1000 м газа изменялась неравномерно: в первых трех этапах разведки себестоимость возросла от 25 до 85 коп. за счет отсутствия прироста запасов гaзa. К 1973 г. в связи с приростом запасов газа ка 31 242 млн. м3 себестоимость 1000 м3 газа уменьшается почти в два раза (от 40 коп. до 28 коп. к 1975 г.).

Одним из главных аспектов настоящего исследования является выяснение влияния плотности скважин на объем информации. Для этой цели построен график зависимости расчетных величин газонасыщенного объема, мощности, площади и запасов газа Денгизкуль-Хаузакского месторождения от количества скважин. Из графика следует, что после IV этапа разведки поступающая дополнительная информация существенно не влияет на величины основных параметров залежи, и они практически не изменяются. Уменьшение эффективной пористости хорошо согласуется с общей закономерностью - ухудшением коллекторских свойств от Денгизкуля к Хаузаку и далее к Шады. Исходя из вышеизложенного, вероятно, можно вышеуказанные величины параметров залежи и запасов газа принять за наиболее близкие к истинным, а плотность скважин, соответствующую этим значениям, - за рациональный предел плотности разведочной сети. При допустимой относительной ошибке определения рассмотренных параметров залежи на заключительной стадии разведки, равной 120%, оптимальные величины площади газоносности, объема и запасов залежи, которые требуется установить в конце разведки, соответственно составят 262,4 км2, 57,800 млн. м3 и 94,010 млн. м3, что достигается бурением 29 скважин. Рациональным является, таким образом, бурение скважин, при котором плотность составляет 7,2 км2/скв. (рис, 1,2).

Анализ показал, что для разведки Денгизкуль-Хаузахского месторождения, площадь газоносности которого равна 276,8 км2, достаточно было пробурить 29 разведочных скважин, чтобы решить основные задачи разведки месторождения и подсчитать запасы газа с необходимой точностью. Полученные результаты с учетом конкретных геологических условий могут быть использованы при проектировании разведки новых залежей и ориентировочного определения необходимого количества скважин при разведке месторождений в Западном Узбекистане.