Анализ эффективности методов интенсификации добычи газа в каменноугольных отложениях АГКМ

     По  данным геофизических исследований, разрез девонских образований подразделяется на две части. Верхняя часть сложена  карбонатными породами в интервале  глубин 6,3-7,2 км. В нижней части разреза предполагается  развитие  терригенных образований. Глубина залегания этих пород составляет 7,2-9км. Такой разрез предполагается исходя из пластовых скоростей, которые для верхов разреза составляют 5,8-6,0 км /с, для нижней части 5,3-5,5 км /с

         Каменноугольные отложения представлены нижним и средним отделами. Верхний отдел и московский ярус среднего отдела в настоящее время ещё не установлены. Отсутствие их в разрезе скважин, вскрывших каменноугольные отложения, связано с интенсивным подъёмом и денудационными процессами, проявившимися в соответствующие геологические эпохи, где исключена возможность сохранения этих образований в эрозионных понижениях поверхности башкирских отложений.

     Отложения представлены известняками, которые  в зависимости от преобладания того или иного типа органических остатков подразделяются на водорослевые, ферамениферо-водорослевые, кривоидно-водорослевые, водорослево-коралловые и смешанные. Встречаются оолитовые и псевдооолитовые разности и глинистые прослои толщиной 5-7 м. Пористые известняки со значительными толщинами (5-15м) характеризуются фильтрующими каналами, трещинами и кавернами.

     2.1.2. Ёмкостно-фильтрационные  свойства.

     В целом для башкирской толщи определены четыре группы коллекторов с различными емкостными свойствами: 1-3%; 3-6%; 6-12%; более 12%.

     По  характеру емкостных пустот с  учетом их генезиса по керну определены 9 типов коллеторов: трещинный – 0-3%; трещинно-поровый – 3-5%; поровый – 5-8%; порово-мелкокаверновый – 8-11%; трещинно-порово-мелкокаверновый – более 11%; трещинно-мелкокаверновый 5-6%; мелкокаверновый – 6-8%; мелкокаверново-поровый – более 12%.

     С учетом емкостных свойств их можно  объединить в пять групп: I – трещинный 0-3%; II – порово-трещинный и мелкокаверновотрещинный 3-6%; III – поровый и мелкокаверновый 6-8%;  IY – порово-мелкокаверновый и мелкокаверново-поровый 8-12%;  Y – трещинно-мелкокаверново-поровый и трещинно-порово-мелкокаверновый - более 12%.

     Для установления граничных значений пористости и проницаемости использованы определения  эффективной проницаемости. Результаты анализа сведены в таблицу. Из нее следует:

• все породы с пористостью от долей процента до 3% характеризуются ультратонкопоровой структурой порового пространства (d=0,04-0,2 мкм). Тип коллектора трещинный, проницаемость при эффективных напряжениях, соответствующих пластовым условиям, составляет 0,003х10^-15-0,03х10 ^–15м². Породы  в пластовых условиях водонасыщенные.
• породы с пористостью от 3 до 6% характеризуются ультратонкопоровым строением порового пространства (d=0.04-1.6мкм), тип коллектора порово-трещинный и мелкокаверново-трещинный. Проницаемость при эффективных напряжениях, близких к пластовым, колеблется в пределах 0.001х10^-15-0.25х10   ^-15м².

     В породах данной группы (d > 0.25 мкм) наблюдаются газонасыщенные поры и микротрещины. Газонасыщенность  составляет 10-40%. Газ в пластовых условиях неподвижен. Слабая фильтрация отмечается лишь в породах с абсолютной проницаемостью 0.25х10^-15м ².

• Породы с пористостью от 6-8% характеризуются неоднородным строением. Это породы с относительно высокими фильтрационными свойствами (до 1.5х10^-15м ²) и с высокой газонасыщенностью до 80%, а также с очень низкой проницаемостью (0.001х10^-15-0.002х10 ^–15 м ²) и газонасыщенностью 10-40%. В этой группе пород медианные диаметры колеблются от 0.08 до 5 мкм. Тип коллектора поровый и мелкокаверновый. Породы с газонасыщенностью 50-80%, характеризуются пластовой газопроницаемостью. В породах с низкой газонасыщенностью (менее 40%) и абсолютной проницаемостью ниже 0.2х10^-15м² газ в пластовых условиях неподвижен.
• Породы с пористостью 8-12% и более – породы с разнообразной структурой порового пространства. Для них характерны средние и высокие значения газонасыщенности – 50-95%. Однако присутствуют и ультратонкопоровые разности с газонасыщенностью менее 30%. Большая часть пород обладает пластовой газопроницаемостью. В породах с низкой газонасыщенностью и абсолютной проницаемостью ниже 0.2х10^-15м² газ в пластовых условиях неподвижен.

     На  основании проведенных исследований к коллекторам отнесены породы с  пористостью 6% и выше, абсолютной проницаемостью 0.2х10^-15м² (фильтрационные связи которых обеспечиваются поровыми каналами около 0.2 мкм) и выше со средними и высокими значениями газонасыщенности.

     Емкостные свойства пород обусловлены развитием  пор первичных (реликтово-седиментационных и типа диагенетической перекристаллизации), тонкой и очень тонкой структуры, пор унаследовано – вторичных, образованных выщелачиванием на месте первичных пустот, а также пор вторичных, образование которых связано с трещинами.

     Изучение  морфологии пустотного пространства в  шлифах показало, что соединение пор  осуществляется весьма тонкими, короткими  (10-20 мкм) и более протяженными поровыми канальцами. Под микроскопом четко  различаются канальцы диаметром  более 3-5 мкм. По данным контактной и ртутной порометрии, фильтрационные связи обеспечиваются поровыми канальцами диаметром 0,25-4 мкм.

     Повсеместно в разрезе, чаще в пластах с  уплотненной матрицей, развиты сутуростилолитовые швы различных геометрических типов, с которыми связаны открытые трещины, каверны.

     Кавернозность пород по керну имеет ограниченное развитие. Четкой закономерности в распространении каверн не установлено. Обычно каверны связаны с трещинами, где они имеют размеры от 1-3 до 5 мм и щелевидноудлиненную или заливообразную асимметричную форму. Частые мелкие каверны установлены в биоморфных водорослевых известняках в пачках некоторых скважин на границе прикамского и северокельтменского горизонтов.

2.2. Описание газоконденсатной  залежи.

     2.2.1. Тип, форма и  размеры газоконденсатной  залежи.

     Уникальная  по размеру (110 х 40 км, этаж газоносности более 350 м) и компонентному составу газа, так называемая «башкирская»  газоконденсатная залежь АГКМ, доминирует в центральной части Астраханского поднятия,  имея специфические проявления (вторичные залежи) и в вышележащих отложениях. Сложность флюидной системы и особенно ее высокая насыщенность серой создают значительные трудности в отработке месторождения и сдерживают развитие объемов добычи.

     2.2.2.Начальные  пластовые давления  и температура.

     На  Астраханском своде, где на гипсометрическую поверхность минус 4500 м. почти повсеместно выходят каменноугольные карбонатные отложения, увеличение температуры происходит с севера на юг и с востока на запад. Так на Заволжской площади, расположенной в северной части свода, в непосредственной близости от контура Астраханского ГКМ, на этой глубине температура равна 110°С. В южном направлении от Заволжской площади она повышается и на Астраханском ГКМ составляет 116°С. Газоконденсатная залежь, приуроченная к интервалу глубин 3828-4096 м, в температурном режиме на срезе минус -4500 м не находит отражения. Она располагается между изотермами 110-120°С. В самой залежи в интервале глубин 4100-3980 м температура равна 110°С.

     Геотермическая  характеристика разреза Астраханского  газоконденсатного месторождения  была получена в результате изучения геотермического градиента по скв. 1 Пионерской. Значения температуры на глубинах 500, 1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 3500 м здесь соответственно составляют 23,3; 40; 52,5; 68,7; 79,5; 91,0 и 101,2°С.

     Геотермический  градиент (°С/100 м) по интервалам глубин следующий: 500-1000 м. до 3,34; 1000-1500 м. до 2,5; 1500-2000 м. до 3,24; 2000-2500 м. до 2,16; 2500-3000 м. до 2,3; 3000-3500 м. до 2,04.

     Среднее его значение по разрезу месторождения  равно 2,9 °C/100 м.

     Характеризуя  начальное пластовое давление Астраханского  газоконденсатного месторождения, необходимо отметить, что оно было замерено глубинными манометрами лишь в одной скважине № 32. В остальных скважинах пластовые давления определяли при исследовании расчетным путем по барометрической формуле, исходя из статического давления на головке скважины.

     Судя  по многочисленным источникам, где  встречается начальное пластовое  давление  для АГКМ, оно установлено  в размере 624 кгс./см² на отметке  -4015 м., т.е. 61,6 Мпа. Однако недавно проведенные глубинные замеры давления в новых, ещё не эксплуатирующихся скважинах, показали что начальное пластовое давление в юго-восточной зоне месторождения несколько выше – порядка 62,1 МПа.

     Приведенные выше значения пластового давления свидетельствуют о развитии в подсолевом комплексе месторождения и всего Астраханского свода в целом аномально высокого пластового давления (АВПД). Градиент АВПД здесь колеблется в пределах 0,015 -0,016 МПа/м.

2.2.3. Физико-химические свойства и состав  газа.

     В процессе разведки АГКМ изучены физико-химические свойства газов на устье скважин, газов сепарации. Также исследованы  газы дегазации, полученные в результате разгазирования насыщенного конденсата, газы дебутанизации и дебутанизированные конденсаты.

     Определение компонентного состава устьевых и отсепарированных газов проводилось в два этапа – непосредственно на промысле определялись содержание сероводорода и двуокиси углерода, а в лабораторных условиях хроматографическим методом – углеводородные и неуглеводородные компоненты из пробы, освобожденной поглотительным методом от кислых газов.

     Состав  газа дебутанизации определялся хроматографическим методом. Для конденсата, отобранного при условиях сепарации и дегазированного на промысле, определялся фракционный состав, молярная масса, плотность, содержание смол, асфальтенов, парафинов, вязкость (при 20º и 30ºС), содержание серы, температура застывания, плавления парафина, групповой углеводородный состав.

     В целом газы сепарации характеризуются  как метановые, высокосернистые, высокоуглекислые, низкоазотные, низкогелиевые, с высокой относительной плотностью, газы дегазации содержат в среднем 55% сероводорода, соответственно, доля углеводородных компонентов составляет 35% мольн. В газах дебутанизации метан отсутствует, основная доля приходится на пропан и бутаны.

     Устьевые, отсепарированные, пластовые газы, газы дегазации и сырые конденсаты отличаются высоким содержанием кислых газов. Концентрация сероводорода в устьевых газах изменяется в пределах от 22,0 до 33,0% (об), углекислоты от 11,0% до 23,8% (об).

     В пластовых смесях концентрация сероводорода варьирует от16,03% до 34,21% (об), углекислоты  – от7,65% до 18,66% (об). Конденсаты, отобранные при условиях сепарации и дегазированные на промысле, характеризуются как тяжелые, метановые, сернистые, не содержащие асфальтенов и смол. Фракции 122-150ºС могут быть использованы в качестве сырья для получения ароматических углеводородов.

     Содержание  меркаптанов колеблется от 230 до 700 мг/м3.

     Пластовые газы месторождения метановые, высокосернистые, высокоуглекислые, низкоазотные, низкогелиевые, с высоким потенциальным содержанием конденсата.

     2.2.4. Обоснование режима  газоконденсатной  залежи.

     К концу накопления соленосной толщи  глубина кровли башкирского коллектора составила от 0,5 до 1,8 км, величина Рпл в различных куполах изменялась от 6 до 23 МПа. Величина Р^ф_нас, рассчитанная по фактическому соотношению объемов газа и конденсата в современной залежи и соответствующему этому соотношению БПН, равна 45 МПа (в работах В.П. Савченко, А.Л. Козлова, Б.Я. Вассермана, У. Гассоу показано изменение соотношений пластовых давлений (Рпл) и давления насыщения нефти растворенным газом (Рнас) при формировании скоплений жидких и газообразных УВ. М.С. Моделевским и Е.И. Парновым (1967, 1969, 1972 гг.) сформулированы понятия о фоновом давлении насыщения (Р^ф_нас), при котором образовались первичные нефтяные залежи, и о барическом параметре насыщения (БПН) – отношении Р^ф_нас к Рпл –как универсальной характеристике, определяющей фазовое состояние системы нефть – газ. Значениям БПН свыше 2 соответствуют скопления преимущественно свободного сухого газа, от 2 до 1 – газонефтяные со все возрастающей долей жидкой фазы, менее 1 – преимущественно нефтяные либо газоконденсатно-нефтяные и газоконденсатные). Таким образом, к концу кунгурского времени значения БПН колебались от 2 до 7,5 , т.е. все залежи должны были быть газовыми. В поздней перми инверсий, видимо, не происходило. За этот период залежи погрузились на глубину от 0,7 до 3,6 км. Из-за большой разницы глубин должны были существовать и значительные различия фазового состояния УВ в залежах. Если в большинстве скоплений Рпл составляли от 7,5 до 22 МПа и значения БПН в них колебались от 6 до 2 (залежи были газовыми), то в наиболее погруженной зоне, в прогибе между основной частью свода и площадью Имашевская, Рпл могли достигать 27 МПа, а в центральной части этого прогиба даже сравняться с Р^ф_нас (если к тому времени уже проявлялось АВПД), т. е. залежи могли быть двухфазными (газонефтяными).