Как известно, энергетический баланс республики связан не только с перспективными структурами, а также с залежами, находящимися в поздней стадии разработки. Несмотря на значительный период разработки, в коллекторах этих залежей остаются значительные запасы углеводородов. В этом плане разрабатываемые залежи Западного Апшерона (Бинагады, Чахнагляр, Сулу-Тепе, Кирмаку, Шабандаг) представляют особый интерес, поскольку, несмотря на более, чем 50-летний период разработки, они содержат более 100 млн. т остаточных запасов нефти. Естественно, что в комплексе с применением традиционных методов, включая мероприятия по уплотнению сетки скважин, для рационального освоения этих запасов и увеличения темпов разработки необходимо эффективно использовать возможности современных технологий (методов увеличения нефтеотдачи пластов (MУН), бурения и эксплуатации горизонтальных скважин) в сочетании с обоснованным применением различных модификаций заводнения.
Ниже приводятся краткие сведения о геологических характеристиках отдельных площадей. Приводимые данные опираются на обобщение большого объема фондовых материалов и на опубликованные работы [1, 2, 6].
месторождение Бинагады приурочено к сложно построенной антиклинальной складке, осложненной разрывными нарушениями. Складка осложнена несколькими грязевыми вулканами. В строении месторождения принимают участие отложения палеогено-миоцена. В центральной части свода складки обнажаются отложения эоцена со слоями майкопской свиты и чокракского горизонта. Объектами промышленной разработки являются горизонты нижнего отдела продуктивной толщи, которые вступили в разработку в 1913 году. На месторождении продуктивны семь горизонтов, по которым были выделены 15 эксплуатационных объектов.
при подсчете запасов месторождение было разделено на две части, поэтому все объекты разработки анализируются для северной и южной площади месторождения в отдельности. Залежи месторождения, залегающие на небольших глубинах, в отличие от вышеописанных месторождений, характеризуются повышенной вязкостью и большим удельным весом нефти в пластовых условиях, что безусловно оказало отрицательное влияние на реализацию запасов нефти.
месторождение Чахнагляр. В изучаемом районе обнажаются складки миоценового возраста, которые имеют направление северо-запад — юго-восток и сложены породами коуна, Майкопа, Чокрака и Диатомовых слоев.
Складки плиоценового возраста в основном сложены породами продуктивной толщи и понта, которые несогласно перекрывают древние структуры. Причем эта складчатость не всегда соответствует формам и направлениям миоценовых структур. структурные этажи имеют свои особенности, как морфологические, так и генетические. В результате этих причин тектоника описываемого района приобретает сложное строение.
В тектоническом отношении месторождение имеет моноклинальное строение, и является юго-западным продолжением Бинагадинской антиклинали: углы наклона слоев продуктивной толщи в сводовой части структуры достигают 56–60°, а к востоку, на далеких погружениях слоев выполаживаются и доходят до 20°. В северо-восточной части углы наклона слоев доходят до 30–40°.
месторождение вступило в разработку в 1932 году. Нефтепроявления в виде выходов нефти, углеводородных газов широко распространены по всему району. Большинство из них приурочено к местам выходов нефтяных пластов нижнего отдела продуктивной толщи и миоценовых отложений. Кроме того, они встречаются и в современных отложениях. Нефтеносность приурочена к отложениям продуктивной толщи. В настоящее время по месторождению Чахнагляр в разработке находятся следующие залежи: КС1, КС2, КС3, КС4, КС5а, КС5b, КС5c, КС5d+6, ПК.
На месторождении проводились работы по закачке в пласты воды и коэффициент закачки достиг величины 0,98.
наибольшими остаточными запасами характеризуется объект KC5d+6. Однако, при этом следует иметь в виду, что установленные конечные коэффициенты нефтеотдачи могут быть значительно увеличены за счет применения новых методов воздействия на пласты. Принимая во внимание то обстоятельство, что на площади Чахнагляр в эксплуатации пребывало около 130 скважин и в настоящее время имеется 50 действующих скважин, здесь может быть развёрнут широкий фронт применения различных термических и физико-химических методов воздействия на пласты.
Месторождение Сулу-Тепе вступило в промышленную разработку в 1920 г. Месторождение приурочено к осложненной антиклинальной складке. На западном крыле складки углы падения пластов составляют 55–60°, а на восточном — 25–30°. Складка осложнена одним продольным и рядом поперечных нарушений с небольшими амплитудами смещения. Свод складки размыт и на поверхности понта и диатомовой свиты залегают отложения свиты «перерыва», то есть весь верхний отдел продуктивной толщи, как и на месторождениях Бинагады и Чахнагляр, не нефтеносен.
В настоящее время нижний отдел пт расчленяется на 5 горизонтов, по которым выделяются 6 эксплуатационных объектов. Залежи стратиграфического типа и приурочены к песчаным пластам НКГ, НКП, КС и ПК. Запасы нефти по горизонтам реализованы не одинаково. Так, если по залежам ПК свиты, числящиеся извлекаемые запасы уже почти реализованы, то по залежам КС этого сказать нельзя. Только по объектам КСII-III числится более 3 млн. т. нефти, подлежащих извлечению.
На месторождении применялись методы заводнения и коэффициент закачки достиг величины 0,92.
Месторождение Кирмаку расположено к югу от структуры Фатмаи и представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с крутым западным и пологим восточными крыльями. нефтеносные пласты ранее эксплуатировались многочисленными колодцами, но считается, что месторождение вступило в промышленную разработку в 1950 году.
Промышленными объектами разработки являются отложения нижнего отдела продуктивной толщи, где на дату исследования выделяются семь горизонтов. ПК свита мощностью 40–50 м разрабатывается самостоятельно, а КС расчленяется на 6 объектов.
Следует отметить, что основная доля извлекаемых запасов приходится на объекты КС2+3, КС4 и ПК. Месторождение находится в поздней стадии разработки. Нефти разрабатываемых залежей высоковязкие (20–54 мПас), тяжелые. Темпы разработки по всем объектам небольшие, скважины имеют низкие дебиты (в среднем от 0,3 т/сут. по нефти).
месторождение Шабандаг было введено в разработку в 1946 году и приурочено к восточному крылу крупной антиклинальной складки почти меридионального простирания. Месторождение характеризуется ассиметричным строением. В присводовой части западного крыла пласты падают под углом 50–700, а на восточном крыле углы падения не превышают 40–450. Месторождение занимает восточный склон Шабандагского хребта до месторождения Сулу-Тепе на севере. Складка осложнена рядом продольных и поперечных нарушений, которые не оказали влияние на разработку нефтяных залежей.
На крыльях и периклинали складки обнажаются отложения продуктивной толщи, общей мощностью 1100 метров, пластами кирмакинской свиты, выклинивающимися вверх по восстанию общей мощностью от 100–120 метров на своде до 200–250 метров на восточном крыле складки.
Как отмечено выше, для обоснования доразработки объектов собран и систематизирован необходимый геолого-промысловый материал по залежам месторождений Западного Апшерона. Было выявлено, что объектом разработки здесь в основном является Кирмакинская свита, представленная чередованием песчаных и глинистых пачек, характеризующаяся сложным строением залежей (тектоническая раздробленность, неоднородность пластов, низкопроницаемые коллектора, высоковязкие нефти и др.), которые приводили к неравномерному перераспределению углеводородных скоплений еще при формировании месторождения. Характер первоначальных условий распределения в залежах запасов нефти еще больше осложнялся процессами разработки, осуществляемыми, как правило, неравномерно и неодинаково интенсивно по всей площади объектов. Даже применяемые в процессе разработки этих залежей вторичные методы (закачка в пласт воды) не позволили вводимым в пласт энергиям активно вытеснять нефть в зону дренирования скважин; по существу, скважины эксплуатировались изолированно друг от друга, не создавая при этом для данного резервуара общую воронку депрессии давления. Конечный коэффициент нефтеотдачи по ним равен 0,29. Было выявлено, что от начальных балансовых запасов всего извлечено 28 % нефти (рис.1). В коллекторах этих залежей еще содержится 72 % остаточных запасов нефти.
Рис.1. Объем запасов и добычи нефти КС Западного Апшерона
По результатам проводимых исследований месторождения, которые называются «пассивными запасами», характеризуются низкими показателями проницаемости пород-коллекторов (менее 0.01 мкм2), большими значениями вязкости пластовой нефти (более 10 мПа×с.), низкими темпами разработки и конечными коэффициентами нефтеотдачи [1,3,4].
В данной работе рассматриваемые залежи отвечают этим же критериям. Учитывая это, можно отнести их к категории «трудноизвлекаемых запасов» нефти. Конечные коэффициенты нефтеотдачи по этим месторождениям могут быть значительно увеличены за счет применения новых методов воздействия на пласты. Установлено, что для подвижности высоковязких нефтей в пластовых условиях исследуемых месторождений можно для увеличения нефтедобычи использовать термические методы, которые, позволяют увеличивать нефтеотдачу до 20 %. К термическим методам относятся: внутрипластовое горение, вытеснение нефти паром, заводнение горячей водой [4,7,12].
Поэтому рациональная доразработка рассматриваемых залежей должна связываться именно с широким применением термических методов воздействия на пласты [1–2,7,11]. Так как эффективность от этих методов доходит в среднем до 10 %, тогда дополнительная добыча нефти при доразработке залежей КС объектов: Бинагады (север)-3 (КС2+3, КС4, КС5абcд), Бинагады (юг)-3 (КС3, КС5аб, КС5cд), Чахнагляр-7 (КС1, КС3, КС4, КС5а, КС 5б, КС5с, КС5д+6), Сулу-Тепе-4 (КС1, КС2+8, КС5д+6, КСзап.крыло), Кирмаку-6 (КС1, КС2+3, КС4, КС5аб, КС5сд, КС6), Шабандаг-1 (КС) по месторождениям Апшерона может составить около 10 млн.т. нефти.
Исследования показали, что кроме вышеизложенных, перспективным методом увеличения объема извлекаемых запасов и повышения коэффициента нефтеотдачи является также бурение горизонтальных скважин. Геометрическое положение ствола такой скважины позволяет вскрыть изолированные, неохваченные разработкой участки и увеличить зону дренирования нефтенасыщенной площади залежи [8–11].
Следует отметить, что первые горизонтальные скважины были пробурены в основном на морских месторождениях с трещиноватыми карбонатными коллекторами. В настоящее же время они больше используются на старых, истощенных месторождениях. Из анализа обобщения зарубежного опыта бурения и эксплуатации горизонтальных скважин вытекает, что наибольший эффект достигается на залежах, характеризующихся следующими геолого-промысловыми параметрами: относительно большие остаточные извлекаемые запасы; неоднородные, сильно расчлененные и выклинивающиеся пласты с наличием застойных зон; высоковязкие нефти (>10мПас); малоэффективный режим (режим «растворенного газа», «гравитационный режим») разработки пласта. Следует отметить, что рассматриваемые залежи, находящиеся в аналогичных условиях, пригодны для бурения горизонтальных скважин.
Выводы
Таким образом, данная работа посвящена решению актуальной проблемы, связанной с рациональным использованием остаточных запасов месторождений Западного Апшерона, находящихся в поздней стадии разработки. По материалам исследуемых месторождений установлен перечень нефтяных залежей с пассивными запасами нефти, доразработка которых может осуществляться с применением термических методов воздействия на пласты и бурением горизонтальных скважин. Результаты полученных выводов дают возможность использовать их и в других регионах.
Литература:
1. Багиров Б. А. Геологические основы доразработки нефтяных залежей, Баку, Элм, 1986 г.
2. Багиров Б. А. Вопросы доразработки месторождений нефти и газа Апшеронской нефтегазоносной области. Обзорная информация АзНИИНТИ. Сер. Нефтедобывающая промышленность, Баку, 1978, 32 c.
3. Багиров Б. А., Салманов А. М., Гасаналиев М. Г. Об определении качества запасов нефти. Геология нефти и газа, 1998, № 1, с. 22–25.
4. Сулейманова В. М. О новых методах воздействия на пласты (на примере Кирмакинской свиты месторождений Апшеронской нефтегазоносной зоны), «Молодой ученый» № 5 (64), 2014, стр.180–182.
5. Емельянов Н. Н., Бабаева И. А.. Количественные методы выделения некоторых видов трудно- извлекаемых запасов. Научные Труды ВНИИ им. Акад. Крылова А. П., М.:, 1987, № 98, 186 с.
6. Юсуфзаде Х. Б. Состояние и перспективы развития нефтегазодобычи в Азербайджане. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 2000, № 11–12, с. 29–39.
7. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра,1985, 308 с.
8. Салманов А. М. О проблеме доразработки месторождений Aзербайджана горизонтальными скважинами. Геология нефти и газа, 2004, № 6, с. 41–43
9. Салманов А. М. Горизонтальные скважины как метод реабилитации длительно разрабатываемых месторождений Азербайджана. Материалы V Международной конференции Нефтяная геология и углеводородные ресурсы регионов Каспийского и Черного моря, EAGE, ASPG, EAGE, Баку: 2005, c. 288–290.
10. Салманов А. М. Геолого-промысловые аспекты бурения и эксплуатации горизонтальными скважинами месторождений суши Азербайджана. Известия НAН Азербайджана. Серия Наук о Земле, 2005, № 3, с. 64–70
11. Байков Н. М., Конопляник А. А. Основные направления и эффективность научно-технического прогресса нефтегазодобывающей промышленности США. М.: ВНИИОЭНГ, 1988, № 8, 42 с.
12. Власенко В. В., Титунина М. А. и др. Повышение эффективности разработки трудноизвле-каемых запасов нефти. Научные Труды ВНИИ, им. Академика Крылова А. П., № 103, М:,1988, 156 с.
