АНАЛИЗ ВСКРЫТЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ БУХАРО-ХИВИНСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РЕГИОНА

АННОТАЦИЯ

В данной статье проанализированы результаты вскрытия продуктивных горизонтов Бухаро-Хивинского нефтегазоносного региона. В ходе научного исследования изучены: геологическое строение региона, мощности отложений, глубина залегания пластов, физико-механические и минералогические свойства пород. Проанализированы: структура продуктивных горизонтов, пористость и проницаемость коллекторов, значения пластового давления, а также рассчитаны коэффициенты аномальности пластового давления по месторождениям. Анализ состояния продуктивных горизонтов в Бухаро-Хивинском регионе, свидетельствует о том, что дальнейшее повышение добычи углеводородов связано с разработкой месторождений трудно извлекаемых запасов. В заключении приведены соответствующие выводы о высокой перспективности продуктивных отложений Бухаро-Хивинского региона, о его высоком углеводородном потенциале. Для более детального анализа и оценки перспективности разработки месторождений в Бухаро-Хивинском регионе рекомендуется учитывать не только геолого-физические параметры, но и тектонические особенности, литологическое строение и данные о градиентах пластового давления.

ABSTRACT

This article analyzes the results of uncovering productive horizons in the Bukhara-Khiva oil and gas-bearing region. The geological structure of the region, the thickness of the deposits, the depth of the reservoirs, as well as the physicochemical and mineralogical properties of the rocks are studied. The structure of the productive horizons, porosity and permeability of the reservoirs, reservoir pressure values are analyzed, and the coefficients of reservoir pressure anomaly are calculated for the fields. The analysis of the condition of productive horizons in the Bukhara-Khiva region indicates that further increases in hydrocarbon production are associated with the development of fields with hard-to-recover reserves. In conclusion, relevant findings are presented regarding the high prospectivity of the productive deposits in the Bukhara-Khiva region and its significant hydrocarbon potential. For a more detailed analysis and assessment of the development prospects of fields in the Bukhara-Khiva region, it is recommended to consider not only the geological-physical parameters but also the tectonic features, lithological structure, and data on reservoir pressure gradients.

Ключевые слова: Бухаро-Хивинский, регион, Бухарская, Чарджоуская, ступень, продуктивный, горизонт, углеводород, отложения, коллектор

Keywords: Bukhara-Khiva, region, Bukhara, Chardjou, step, productive, horizon, hydrocarbon, deposits, reservoir.

Введение

Многолетняя эксплуатация нефтяных и газовых месторождений во всем мире, привела к тому, что добыча углеводородного сырья на разрабатываемых месторождениях с каждым годом снижается на 5–10 %, разведанные запасы выработаны в среднем на 40 %, а отдельные давно разрабатываемые месторождения – на 70 % и более.

Данная тенденция наблюдается и в нефтегазовой отрасли Узбекистана, которая имеет более чем 100-летнюю историю, начинающуюся с конца XIX века, когда была начата промышленная разработка нефтяных залежей в Ферганской долине.

На сегодняшний день в Узбекистане разрабатываются пять нефтегазоносных регионов — Устюртский, Бухаро-Хивинский, Сурхандарьинский, Юго-Западно Гиссарский и Ферганский, а также четыре перспективных – Хорезмский, Средне-Сырдарьинский, Зарафшанский Центрально-Кызылкумский. Каждый регион имеет свою историю развития, отличается геологическим строением, тектоникой и т.д. [2].

Материалы исследования

В рамках нашей статьи мы рассмотрим Бухаро-Хивинский нефтегазоносный регион (БХНГР), где расположены около 70 % нефтегазовых месторождений Республики Узбекистан. Также, в пределах данного региона, расположены 4 месторождения углеводородного сырья, в которых сконцентрировано около 40 % нефтегазовых запасов Республики.

Территория БХНГР расположена в юго-западной равнинной части Республики Узбекистан. Административно — это Бухарская и Кашкадарьинская области, а также южные районы Навоийской и Самаркандской областей. Территория региона представляет собой пустынные (Кызылкумы), полупустынные (Каршинская, Карнабчульская степи) и предгорные земли [1].

Геологическое строение региона различается по мощности отложений, глубине залегания пластов, физико-механическим и минералогическим свойствам пород.

В Бухаро-Хивинском нефтегазоносном регионе основными объектами поисково-разведочных работ являются отложения карбонатной формации средней и верхней юры, характеризующиеся сложным составом и строением структуры порового пространства, а также высоким нефтегазовым потенциалом обладают нижние и средние юрские терригенные образования.

Результаты и обсуждения

Территория БХНГР разделена тектоническими разломами на Бухарскую и Чарджоускую ступени.

В Бухарской ступени, стратиграфический диапазон продуктивности охватывает отложения верхнемелового, нижнемелового, средне-верхнеюрского и нижне-средне юрского возрастов.

Интервалы залегания нефтегазосодержащих пластов и значения пластовых давлений на месторождениях Бухарской ступени изображены на рисунке 1.

Рисунок 1. Интервалы залегания пластов и значения пластовых давлений Бухарской ступени

Глубина залегания продуктивных пластов колеблется от 600 м (Каганское поднятие) до 2250 м (Мубарекское поднятие). На Бухарской ступени юрские отложения представлены чередованием песчаников серого цвета, глин и аргиллитов, в верхней части – темно-серыми известняками и известковистыми песчаниками (50–100 м), венчающимися 10–20 м пачкой ангидритов. Меловые отложения представлены частым переслаиванием песчаников, алевролитов, глин, ангидритов и мергеля. Встречаются также редкие маломощные прослои известняков, гравелитов и конгломератов. Палеогеновые и неогеновые отложения, представлены песчано-глинистыми образованиями. В нижней части палеогена регионально прослеживается пласт кавернозного известняка мощностью 20–40 м.

Здесь преобладает поровый тип коллектора, а трещинные коллекторы встречаются реже.

Пористость пород изменяется от 7 % до 24 %, в среднем составляет 17,2 %. На некоторых месторождениях продуктивной является нижняя часть разреза, где преобладают трещинные коллекторы со средней пористостью 8 %.

На Чарджоуской ступени, наибольшее число залежей обнаружено в разрезе средне-верхнеюрской толщи, гораздо меньше – нижне-средне юрской и еще меньше в меловых отложениях.

Чарджоуская ступень представлена породами того же литолого-фациального состава, что и на Бухарской ступени, только, в верхней части юрских отложений образовалась соляно-ангидритовая толща, мощность которой резко меняется от 10 м (месторождение Аккум-Парсанкуль) до 800 м (месторождение Айзоват). Мощность всего комплекса мезо-кайнозойских отложений увеличена более чем в 2 раза

В отличие от Бухарской Чарджоуская ступень характеризуется глубоким залеганием продуктивных пластов (от 1600 м на месторождении Гарби и до 3700 м на месторождении Кирккулач).

Интервалы залегания нефтегазосодержащих пластов и значения пластовых давлений на месторождениях Чарджоуской ступени представлены на рисунке 2.

Рисунок 2. Интервалы залегания пластов и значения пластовых давлений Чарджоуской ступени

Залежи нефти и газа приурочены к известнякам верхней юры (XV, XV‑a горизонтам). Давление водоносных нефтегазоносных пластов аномально высокие, однако пласты «чувствительны» к изменениям давления в скважине из-за их значительной проницаемости и наличия трещин, в результате чего при бурении нередко возникает уход бурового раствора в пласт.

В геологическом разрезе Чарджоуской ступени выделяются несколько горизонтов: в юрских отложениях — XV–XVIII горизонты; в меловых отложениях — VII–XIV горизонты. В юрских отложениях, залегающих на глубинах 3000–3400 м, давление продуктивных пластов доходит до 60 МПа и выше. Известняки верхней юры в рассматриваемом регионе являются кавернозными и порово-трещинными. Пористость пород продуктивной толщи меняется от 2 до 32 %.

Высокие фильтрационно-емкостные свойства карбонатных отложений Бухаро-Хивинского региона обусловили скопление значительных запасов газа и нефти на единицу площади. Наличие мощной соляно-ангидритовой толщи в юрских отложениях играет роль экрана, благодаря чему сохранились флюиды и высокое давление в пластах. Однако бурение скважин на площадях Чарджоуской ступени представляет большую трудность. В некоторых пластах соляно-ангидритовых отложений содержится высокоминерализованная вода (рапа), которая находится под высоким давлением [4].

При прохождении бурением бухарского яруса и особенно нижней части продуктивных отложений (ХV горизонт), которая представлена кавернозными, высокопористыми и высокопроницаемыми известняками, происходит уход промывочной жидкости в пласт, различной интенсивности, от частичного до катастрофического.

В целом на территории Бухаро-Хивинского региона породы-коллекторы обладают хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, пористость которых в среднем достигает ≈14–16 %, а проницаемость — до 560 мдарси [5].

Проанализировав графики на рисунках 1 и 2, можно заметить, что по структуре размещения основная масса продуктивных пластов на месторождениях Бухарской ступени залегает выше, чем на месторождениях Чарджоуской ступени. Если большинство продуктивных пластов на Чарджоуской ступени залегают в интервале 2000–3500 метров, то на Бухарской ступени — 1000–2000 м.

Увеличение или уменьшение глубины, соответственно влияет на давление вскрываемого продуктивного пласта. Однако, как следует из графиков (рис. 1 и 2) нет строгой зависимости величины пластовых давлений от глубины залегания продуктивного пласта, а также нет привязанности значений пластовых давлений к определенным глубинам.

Для правильного выбора метода вскрытия продуктивных пластов, оценки условий в них и прогнозирования поведения флюидов (нефти, газа, воды) необходимо располагать точными сведениями о пластовых давлениях.

Значения пластовых давлений (рис. 1 и 2) на месторождениях Бухарской ступени изменяются в пределах от 7,65–7,93 МПа, на месторождениях Караиз, Шурчи аналогично; до 20,57–21,71 МПа на месторождениях Карим, Каракум, а на месторождениях Чарджоуской ступени эти значения составляют 14,64–16,70 МПа; на месторождениях Тумарис, Гарби, Учкыр — 60,80–61,82 и более МПа, на месторождениях Гирсан, Эрназар, Назаркудук аналогичные показатели [3].

На месторождениях БХНГР пластовые давления в интервалах залегания 500–4000 м, изменяются в пределах 7,65–61,82 МПа (Δ=54,17 МПа).

Пластовые давления характеризуются величиной коэффициента аномальности, равного отношению пластового давления к статическому давлению столба пресной воды высотой от кровли пласта до желоба, отводящего раствор из скважины в наземную циркуляционную систему.

Коэффициент аномальности пластового давления (К_а), рассчитывается по формуле, которая показывает отношение пластового давления к давлению столба воды:

,

где:

K_a – коэффициент аномальности пластового давления;

P_пл – пластовое давление на глубине Н, Па;

ρ_в – плотность воды, кг/м³;

g – ускорение свободного падения (9,81 м/с²);

H – глубина залегания пласта, м.

Коэффициент аномальности пластовых давлений Бухарской ступени колеблется в довольно широких пределах от 0,84 до 1,43, тогда как на Чарджоуской ступени — это значение изменяется в пределах от 0,81 до 2,09.

При вскрытии пластов, имеющих различные коэффициенты аномальности пластовых давлений, возможны проявления одних горизонтов и поглощения в других, в таких случаях затруднительно одновременно обеспечить рациональный режим вскрытия всех горизонтов.

Данная проблема еще больше усугубляется тем, что в результате длительной эксплуатации происходит снижение пластового давления. Большая часть месторождений БХНГР, в том числе и крупные, вступили в позднюю стадию разработки с понижением пластового давления до 7,5–8,0 МПа, против первоначального 50–60 МПа.

На месторождениях нефти и газа, находящихся на поздней стадии разработки, в процессе бурения возникает осложнение, связанное с поглощением бурового раствора при прохождении продуктивных горизонтов.

Основной причиной этих поглощений, является вскрытие в процессе бурения истощенных продуктивных горизонтов, где поглощение бурового раствора происходит при незначительном превышении давления столба бурового раствора над пластовым. С целью уменьшения репрессии на пласт, а также времени и затрат на освоение продуктивного горизонта, по нашему мнению, необходимо подготовить буровые растворы с использованием порошков карбонатных пород.

Авторами данной статьи исследовано влияние фильтрата буровых растворов, приготовленных на основе карбонатных пород, на бентонитовые (Навбахар) и гидрослюдистые (Шорсуйская) глины (табл. 1).

Таблица 1.

Влияние фильтрата буровых растворов на бентонитовые и гидрослюдистые глины

На основании этих данных можно говорить о том, что набухаемость вышеуказанных глинопорошков при воздействии на них фильтрата буровых растворов на основе доломитовых пород меньше по сравнению с остальными. Исходя из результатов данного исследования, были проведены эксперименты с порошками доломита (табл. 2 и 3).

Таблица 2.

Состав бурового раствора

Таблица 3.

Показатели бурового раствора

Вскрытие продуктивного горизонта на данных растворах даст возможность сохранить коллекторские свойства пласта за счет создания кольматационной зоны, которая при обработке соляной кислотой легко разрушается (табл. 4).

Таблица 4.

Растворимость доломита в различных концентрациях соляной кислоты

Как видно из таблицы 4, растворимость доломита при воздействии на него 25 % соляной кислоты составил 93 %, при 12,5 % НСl – 90 %.

Буровой раствор, приготовленный с применением карбонатных пород, является стабильным раствором, в спокойном состоянии удерживает крупные частицы шлама, и предотвращает его выпадение в случае прекращения циркуляции, следовательно, позволяет исключить прихват бурильного инструмента в скважине.

Заключение. В результате анализа состояния продуктивных горизонтов в Бухаро-Хивинском регионе Республики Узбекистан, следует отметить, что для более детального анализа и оценки перспективности разработки месторождений в Бухаро-Хивинском регионе рекомендуется учитывать не только геолого-физические параметры, но и тектонические особенности, литологическое строение и данные о градиентах пластового давления, что позволит оптимизировать выбор методов разработки и повысить эффективность добычи углеводородов. В заключении можно сделать вывод о том, что растворы на основе доломитовых порошков, могут быть рекомендованы для вскрытия продуктивных горизонтов с целью сохранения естественных коллекторских свойства продуктивного пласта.

Список литературы:

1. Абдуллаев Г.С., Богданов А.Н. и др. Нефтяные и газовые месторождения Бухаро-Хивинского региона. — Ташкент, 2022. — 595 с.
2. Богданов А.Н. Критерии оценки перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса пород Бухаро-Хивинского нефтегазоносного региона Узбекистана // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2018. — Т.13. — № 1.
3. Кочкаров С.Ю. Умедов Ш.Х. Технология вскрытия продуктивного горизонта в условиях низких пластовых давлений // Роль кластеров в увеличении добычи углеводородов, повышения эффективности переработки и развитии кадров для нефтегазовой отрасли: сб. науч. ст. и тезисов Междунар. науч.-техн. конф. (Ташкент, 14 мая 2025 г.). — Ташкент, 2025. — С. 109–113.
4. Омонов О.С. Исследование и изоляция поглощающих пластов при бурении скважин. — Ташкент, «Fan ziyosi», 2022. — 215 с.
5. Эгамбердыев М.Э., Абдуллаев Г.С. Фациально-палеотектонические особенности формирования и нефтегазоносность терригенных отложений юры северного борта Амударьинской синеклизы // Узбекский геологический журнал. — 1995. — № 4. — С. 105–111.