ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗРАБОТКИ ЗАПАДНО-ОКТЯБРЬСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

АННОТАЦИЯ

Актуальность исследования нефтегазопроявлений Тарханкутского полуострова в первую очередь связана с активизировавшимися работами по разведке и освоению сухопутных месторождений региона. В рамках данной деятельности в ГУП РК «Черноморнефтегаз» подготовлен проект обустройства Западно-Октябрьского газоконденсатного месторождения, до недавнего времени находившегося на консервации. В рамках исследования выявлены основные геологические особенности месторождения, определено, что препятствием для его разработки могут служить низкие фильтрационно-емкостные показатели, таким образом, требуется внедрение методов интенсификации добычи.

ABSTRACT

Relevance of oil and gas occurrences study of Tarkhankutsky peninsula is primarily due to intensified work on exploration and development of onshore fields in the region. As part of this activity, the Chornomorneftegaz State Unitary Enterprise has prepared a project for the development of the Zapadno-Oktyabrskoye gas condensate field, which until recently has been mothballed. Within the framework of the research the main geological peculiarities of the field were revealed, it was determined that low filtration-volume indicators may be an obstacle for its development, thus introduction of production intensification methods is required.

Ключевые слова: газоконденсат, резервуар, брахиантиклиналь, пластовое давление, газоводяной контакт, режим залежи, опытно-промышленная эксплуатация, интенсификация скважин.

Keywords: gas condensate, reservoir, brachyanticline, reservoir pressure, gas-water contact, reservoir regime, pilot operation, well stimulation.

Западно-Октябрьское газоконденсатное месторождение (ГКМ) принадлежит Причерноморско-Крымской нефтегазоносной области. Расположено в юго-западной части Тарханкутского полуострова, поблизости от с. Громово.

Поднятие выявлено сейсморазведочными работами в 1957–1958 гг. Поисковое бурение на структуре выполнено в 1962–1967 гг. Из горизонта А-19 среднего альба (интервал 2800–3300 м) получен приток газоконденсатной смеси в промышленном масштабе. ОПЭ месторождения производилась в 1971–1984 гг., добыто 61,9 млн м³ газа, 23,3 тыс. т конденсата. Начальный средний рабочий дебит эксплуатационной скважины составил 30 тыс. м³/сут. Фонд скважин – 19. Эксплуатация скважин прекращена в связи со снижением пластового давления 1,5–1,6 МПа и дебита до 1–2 тыс. м³/сут. [1, 4].

В 2020 г. на месторождении выполнено бурение поисково-разведочной скважины Западно-Октябрьская-1 [5].

В 2022 г. в ГУП РК «Черноморнефтегаз» сообщили о намерении возобновить разработку месторождения. План обустройства включает сооружение трех вертикальных эксплуатационных скважин (№ пр-1, пр-2, пр-3), факельной установки, газосборных шлейфов и газосборного коллектора для транспортировки добытого флюида к УКПГ [6]. Проект разработки месторождения рассчитан на 16 лет. Проектный начальный дебит скважин – 200 тыс. м³/сут.

Полное представление о структуре Западно-Октябрьского ГКМ дают его геологический разрез и структурная схема по кровле пласта А19 (рис. 1). Резервуар представляет собой субширотную ассиметричную брахиантиклинальную складку размерами 5,5×1,5 км. Имеет типичный вид для тектонически экранированной залежи.  Восточное крыло осложнено двумя субширотными и двумя субмеридиональными тектоническими нарушениями, окаймляющими газовую залежь. Нарушения присущи отложениям нижнего мела, в вышезалегающих пластах они отсутствуют. Газоводяной контакт прослеживается только на западном крыле, на уровне 3290 м. Режим залежи водонапорный для западного крыла и газовый для восточного.

Рисунок 1. Западно-Октябрьское ГКМ. Структурная карта по кровле А-19 и геологический разрез

Промышленная газоносность установлена на горизонте А-19 среднего альба. Породы-коллекторы – туфы, туффиты, туфопесчаники, аргиллиты, эффективная газонасыщенная мощность составляет 48–126 м. Открытая пористость коллекторов составляет 3–8 %, проницаемость 0,1 мД. При этом на емкостные фильтрационные свойства значительное влияние оказывает сеть тектонических трещин. Давление начальное пластовое 33,1 МПа, коэффициент аномальности – 1,16. Залежь пластовая сводовая тектонически экранированная, коллектор трещинно-порового типа. Запасы месторождения извлекаемые по категориям A+B+C1 составляют 552 млн м³ газа, 185 тыс. т конденсата [1, 2, 3, 4]. Результаты испытания горизонтов в различных скважинах приведены в табл. 1.

Таблица 1.

Результаты испытаний

Помимо альба, приток газа получен из горизонта С-15 сеномана, с интервала глубин 2124 – 2169 м. Коллекторы представлены карбонатами и глинами. Открытая пористость изменяется в пределах 1,1–7,3 %, проницаемость – 0,01–0,02 мД.

Несмотря на высокие депрессии (до 10 МПа), эксплуатация газоносного горизонта осложнена его низкими фильтрационно-емкостными показателями. Промышленный опыт показал, что за 13-летний период происходит значительное снижение пластового давления (до 20 раз) и пропорциональное снижение дебита скважин.

В рамках анализа геологической характеристика Западно-Октябрьского газоконденсатного месторождения можно заключить о некоторых факторах, влияющих на его разработку:

1. Свойства залежи характерны для всех нижнемеловых отложений Причерноморско-Крымской НГО: низкие фильтрационно-емкостные показатели, наличие тектонических нарушений, коэффициент аномальности пластового давления превышает значение 1.
2. Разломы, отмеченные в нижнем мелу, отсутствуют в вышезалегаюших пластах, что могло быть препятствием для дальнейшей миграции углеводородов.
3. Структура осложнена тектоническими нарушениями, в связи с этим разделена на западное и восточное крыло. Оба крыла можно считать несвязанными, в связи с этим необходима их независимая разработка эксплуатационными скважинами.
4. Для месторождения необходима доразведка залежи сеномана и подсчет ее запасов, на основании этих данных можно произвести оценку целесообразности ее разработки.
5. Высокие начальные дебиты альбской залежи обусловлены высоким пластовым давлением, однако по мере эксплуатации горизонта имеет место значительное снижение производительности скважин вследствие слабых фильтрационно-емкостных характеристик.
6. Для стабилизации дебита на завершающем периоде эксплуатации необходимо планирование мероприятий по интенсификации скважин: гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка, обработка ПАВ.
7. По мере эксплуатации режим восточного крыла залежи будет переходить в водонапорный, появится контур газоводяного контакта. В связи с этим целесообразно бурение нагнетающих скважин с целью поддержания пластового давления.
8. Эксплуатация месторождения будет проходить в условиях углекислотной коррозии, поэтому целесообразно применение ингибиторов и смазывающих коррозийно устойчивых компонентов, а также мероприятий дефектоскопии промыслового оборудования.

Список литературы

1. Атлас родовищ нафти і газу України: в 6 т. Т. 6: Південний нафтогазоносний регіон. / Іванюта М. М., Федишин В. О., Бабій Б. А. та ін. Л.: Українська нафтогазова академія, 1998. 222 с. ISBN 966-7022-04-8
2. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Книга первая. Европейская часть СССР / Под ред. С.П. Максимова. М.: Недра, 1987. С. 336–345
3. Газовые месторождения СССР. Издание второе / Васильев В. Г., Белов К. А., Елин Н. Д. и др. М.: Недра, 1968. С. 492–503
4. Гнидец В. П., Бойчук Г. В. Коллекторские свойства вулканических и осадочно-вулканогенных пород Равнинного Крыма // Геология нефти и газа. 1991. № 8. С. 11–14
5. Марусов М. А. Геолого-технические особенности проводки скважин Западно-Октябрьского ГКМ Республики Крым // Бурение и нефть. 2020. № 12. С.40 – 42.
6. На Западно-Октябрьском месторождении в Крыму пробурят три новые скважины для добычи газа. – Текст : электронный // ТАСС. – 2023. – URL: https://tass.ru/ekonomika/17045187 (дата обращения: 09.03.2023)
7. Прогноз поисков нефти и газа на юге УССР и на прилегающих акваториях / Глушко В. В., Максимовf /  С. П. и др. М.: Недра, 1981. 240 с.
8. Геология СССР. Том VIII. Крым. Полезные ископаемые / Сидоренко А. В., Горбунов Г. И., Пейве А. В. и др. М.: Недра, 1974. С. 45–49