В статье авторы рассматривают характеристики и особенности сеноманской толщи и её ГВК, факторов, осложняющих работу эксплуатационного оборудования.

Ключевые слова: ГВК, ПЗП, обводненность, УКПГ.

В геологическом строении месторождений принимают участие породы палеозойского складочного фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного чеха. Отложения представлены породами триаса, юры, мела, палеогена и четвертичной системы. Сеноманские залежи газа контролируются выдержанной глинистой покрышкой турон-датского возраста и толщиной до 500 м.

Продуктивная толща сеномана представлена чередованием песчаных и алевралито- глинистых пластов различной толщины, неоднородных по составу [1]. В разрезе преобладает песчано-алевралитовые породы, являющиеся коллекторами газа. Толщина проницаемых пластов изменяется от 0,4 м до 30 м, наибольшим распространением пользуются прослои коллекторов толщиной 2–4 метра. Толщина разделяющих глинистых прослоев составляет 0,4–25 метра, в основном преобладают прослои толщиной 0,4–4 метра. Причем глинистые пласты не выдержаны по разрезу и характеризуются преимущественно линзовидным залеганием, что обуславливает гидродинамическую связь песчаных пластов внутри продуктивной толщи.

Наибольшие эффективные газонасыщенные толщины характерны для сводовой части, наименьшая для приконтурной зоны. Содержание коллекторов в газонасыщенной части в среднем по залежам рассматриваемой группы месторождений составляет 75 % [2].

По типу сеноманские газовые залежи являются массивными водоплавающими, по всей площади подстилаются подошвенной водой. Из-за наличия в разрезе продуктивной толщи мощных глинистых пропластков плоскость ГВК является не сплошной. Четкость установления ГВК зависит от литологического состава пород в зоне контакта.

Коллекторами газа являются песчаники мелкозернистые и алевролиты средне- и крупнозернистые.

Сеноманский газ имеет метановый состав (97,94 %–98,86 %) с незначительным содержанием этана (0,096 %–0,18 %) и тяжелых углеводородов (0 %–0,22 %), а также азота (0,88 %–1,24 %), водорода (0,004 %–0,043 %), углекислого (0,1 %–0,56 %) и инертных газов (гелий + аргон 0,01 %–0,049 %)

Наличие мощной водонапорной системы, подстилающей сеноманские продуктивные отложения месторождений Тюменской области, дает основание предполагать активную реакцию водоносного бассейна на разработку газовой части. Подтверждением этому являются фактические геолого-промысловые данные и опыт длительной эксплуатации сеноманских газовых залежей [3]. Внедрение пластовой воды по геофизическим данным отмечалось уже через два года после начала промышленной добычи газа. Учитывая близость геологического строения сеноманских газовых залежей и их приуроченность к мощному региональному водоносному комплексу, разработка месторождений Тюменской области также будет сопровождаться внедрением в залежь подошвенных вод. При этом следует ожидать неравномерный подъем ГВК по площади газоносности, основной причиной которого является неоднородность геологического строения и литологической характеристики пород в зоне начального ГВК.

Картина строения поверхности ГВК представлена 4 зонами:

— с содержанием более 75 % коллекторов I–III типов с преобладанием вертикального подъема ГВК;

— с содержанием от 50 до 75 % коллекторов I–III со скачкообразным подъемом ГВК в зоне дренирования;

— с содержанием от 25 до 50 % коллекторов I–III со слабым вертикальным подъемом ГВК в зоне дренирования;

— с содержанием 25 % коллекторов I–III типа, отсутствием вертикального подъема ГВК и латерального продвижения в периферийной зоне.

В целом на плоскости ГВК развиты все типы пород, слагающих продуктивную толщу. Причем глинистые разности в основном носят прерывистый характер и чередуются с зонами повышенной проницаемости.

Основными факторами, осложняющими работу эксплуатационных скважин, являются:

1) Возможность гидратообразования из-за сравнительно невысоких устьевых температур;

2) Водопескопроявление как следствие внедрения в продуктивные отложения пластовых вод, снижающих прочностные свойства коллектора. Первый из перечисленных факторов имеет ограниченные масштабы распространения.

В последние годы во многих скважинах происходит разрушение призабойной зоны скважины при рабочих давлениях 0,1–0,2 Мпа [4]. Отрицательное влияние песка на работу скважин проявляется за счёт накопления песка в интервале перфорации на забое скважин, в технологических трубопроводах и аппаратах, на устье скважины и УКПГ, в создание аварийных ситуаций.

Разрушение ПЗП в первую очередь связывают с поступлением в пласт конденсационной или пластовой воды. Вода, поступающая в пласт за счёт обратной фильтрации, ослабляет существующие механические связи между частицами песка, скелет пласта разрушается, а песок выносится потоком газа из пласта в скважину. По обводнённым скважинам разрушение коллектора происходит при самых минимальных депрессиях (0,1 МПа). Постоянный, индивидуальный режим является условием работы скважины без разрушения ПЗП. Аналогичный вывод можно сделать о выносе песка.

Выводы

К сеноманской толще относят основные запаса газа. Она представлена континентальными песчано-алевролитовыми, часто слабосцементированными породами с подчинёнными прослоями глин и пропластками углей. Песчаники и алевролиты характеризуются высокими фильтрационно емкостными свойствами. Газовые залежи подстилаются пластовой водой по всей площади ее распространения и является субмассивной. По результатам специальных исследований установлено, что в значительном числе скважин сеномана наблюдается пескопроявление, а некоторые скважины работают с превышением норм по выносу песка в следствии активного разрешения пород ПЗП. Борьба с пескопроявлением и обводнением являются основными проблемами на сеноманских залежах на данный момент, применяются более эффективные методы с целью минимизировать осложнения при разработке месторождений.

Литература:

1. Кондрат P. M., Швадчак П.С, Иванишин B. C. Комплексное повышение нефтегазоконденсатоотдачи Битковского месторождения//Реф. сб. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1978. — Вып. 3. — С. 3–9.
2. Ковалев А. Г., Кузнецов В. В., Покровский В. В. и др. О содержании остаточной нефти в газонасыщенных зонах нефтегазовых месторождений Приобья//Нефтяное хозяйство, 1986. -№ 9. — С. 41–43.
3. Закирое С. Н., Лапук Б. Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. -М.: Недра, 1974. -С. 21–22; 18.
4. Закирое С. Н., Кондрат P. M. Активное воздействие на процесс разработки месторождений природных газов с целью повышения углеводородоотдачи пластов//Доклады международной конференции «Разработка газоконденсатных месторождений». Секция 3. — Разработка нефтегазоконденсатных месторождений. — Краснодар, 1990. — С. 24–28.