+7 495 240-54-57
info@neftegas.info
Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) уникально в своем роде. В его недрах находится более 3 трлн м3 газа [1] с объемным содержанием метана около 50 % и кислых компонентов – более 40 %. Пластовая смесь представляет собой недонасыщенную газоконденсатную систему. Давление начала конденсации – 38–40 МПа, пластовая температура – 110 ºС. Залежь водоплавающая, минерализация подошвенных вод составляет 61–110 г/дм3. За контуром залежи минерализация воды повышается и достигает 147 г/дм3 [2].
Плохие коллекторские свойства и снижение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) к газоводяному контакту (ГВК), а также отсутствие гидродинамической связи между водоносной и продуктивной частями залежи способствовали формированию мнения о безводной эксплуатации месторождения на режиме истощения. Однако спустя семь лет в продукции ряда эксплуатационных скважин появились подошвенные воды (рис. 1) и началось обводнение залежи [3].
Основная причина обводнения связана с карбонатным коллектором. Как известно, трещиноватая зона карбонатных пород является хорошим каналом для быстрой миграции подошвенных вод в продуктивную часть к забоям работающих эксплуатационных скважин. Поступая в зоны депрессий, подошвенная вода заполняет все трещиноватости, избирательно продвигаясь в направлении пониженных давлений.
По результатам гидрохимического и гидродинамического контроля установлено, что обводняющиеся скважины расположены по площади месторождения бессистемно и способствовали формированию каналов, через которые в продуктивную часть поступают подошвенные воды (рис. 2). Дальнейшая миграция подошвенных вод вызвала их распространение по напластованию в соседние скважины, что привело к вовлечению новых скважин в категорию обводняющихся и расширению обводнившихся зон.
Геофизическими наблюдениями, как и в предыдущие годы, подтверждено отсутствие перемещения ГВК, а режим залежи остается газонапорным [4]. Однако нарастающие объемы подошвенных вод и число обводняющихся скважин свидетельствуют о продолжающихся поступлении пластовых вод в коллектор и обводнении залежи.
Анализ материалов по разработке аналогичного Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) с запасами газа 1,9 трлн м3 [1] показал, что эксплуатация залежи способом, предусматривающим отбор продукции совместно с подошвенной водой [5], привела к тому, что вся продуктивная толща обводняющихся скважин была пропитана подошвенной водой, которая блокировала газ в матрице. В результате при геофизических исследованиях таких скважин создавался эффект высокой водонасыщенности порового коллектора, а при малых перепадах давления защемленный газ вообще оставался неподвижным [6].
Обводнение АГКМ развивается приблизительно по тому же сценарию, что и Оренбургского НГКМ. Продолжение разработки с участием обводняющихся скважин ведет к увеличению фонда скважин, работающих с подошвенной водой, «натаскиванию» агрессивных подошвенных вод в тело залежи и защемлению части запасов газа. В связи с этим могут возникнуть следующие проблемы.
Во-первых, существующий полигон захоронения промышленных стоков не рассчитан на дополнительные объемы попутных вод. Необходимо создавать новый полигон с расположением в более глубоких горизонтах, находящихся под продуктивной залежью.
Во-вторых, объемы защемленного газа могут составлять от 3–5 до 50–60 % первоначального газонасыщенного пространства. Эта проблема особенно актуальна для крупных и гигантских месторождений, в которых объем остаточного газа сопоставим с начальными запасами среднего газового месторождения. По оценке ООО «Газпром ВНИИГАЗ», к концу разработки только трех крупных месторождений – Медвежьего, Уренгойского (сеноман) и Ямбургского – остаточные запасы составят около 1 трлн м3, из которых до 50 % будет представлять защемленный газ в обводнившихся зонах пласта.
В случае газоконденсатных месторождений вместе с газом теряется конденсат и, соответственно, уменьшается коэффициент конденсатоотдачи [7].
В-третьих, в подошвенных водах, подстилающих продуктивную толщу, при термобарических условиях, существующих в пластовых системах АГКМ, в 1 м3 воды растворено до 18 м3 H2S, тогда как в 1 м3 пластового газа залежи содержится 0,2 м3 H2S [8]. Массы подошвенных вод с высоким газоносным и энергетическим потенциалом, продвигаясь из критической гидродинамической области в призабойные зоны эксплуатационных скважин, находящиеся в более мягких термобарических условиях, предопределяют кроме нарастающего обводнения интенсивную дегазацию вторгшихся предельно насыщенных подошвенных вод. Это вызывает опережающее выделение из подошвенной воды в залежь кислых компонентов, и прежде всего H2S. Загрязнение продуктивной толщи подошвенными водами с повышенной концентрацией H2S приведет к повышению токсичных и агрессивных свойств извлекаемого флюида [3, 9] и отразится не только на технологическом оборудовании, но и на экологическом состоянии окружающей среды региона [10].
Практика разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что уменьшить поступление воды можно:
-
изоляцией каналов миграции подошвенной воды в скважины;
-
путем регулирования потоков в пласте, ограничивая отбор газа до минимального поступления воды из пласта;
-
остановкой обводнившихся скважин и их консервацией.
Работы по изоляции пласта на АГКМ положительных результатов не дали. Регулирования потоков в пласте также несостоятельны, так как объемы выносимой попутной воды зависят от скорости движения газа по стволу скважины, а при снижении последней вода будет оставаться в скважине, накапливаясь на забое. Поэтому было рекомендовано рассмотреть вариант остановки обводнившихся скважин с компенсацией отбора сырья по «сухим» скважинам и строительством новых в необводнившихся участках [3]. Это позволит:
-
предотвратить «натаскивание» подошвенных вод;
-
устранить необходимость в наличии оборудования дополнительного полигона захоронения токсичных подошвенных вод;
-
снизить вероятность защемления газа в тупиковых зонах и формирование трудноизвлекаемых целиков сырья;
-
избежать риска экологического загрязнения.
Предложенные авторами рекомендации по дальнейшей разработке АГКМ без участия эксплуатационных скважин, выносящих подошвенные воды, были приняты.
Наличие подстилающих подошвенных вод практически на многих подсолевых месторождениях Прикаспийской впадины (Карачаганакское НГКМ, Астраханское ГКМ и другие месторождения) прогнозируется многими специалистами [3, 11–13], а процессы формирования кислых газов (H2S + СО2) в пластовых водах этих месторождений, связанных с карбонатными коллекторами, схожи с аналогичными процессами на АГКМ. Поэтому появления агрессивных H2S-содержащих вод, вероятнее всего, следует ожидать и на других месторождениях региона. Отсутствие воды на месторождениях Тенгиз и Кашаган – вопрос времени.
Следует отметить, что на месторождении Тенгиз, приуроченном к карбонатной толще среднего и нижнего карбона, между первым объектом, из которого уже извлечено более 64 млн т нефти по трещиноватой бортовой части Тенгизской залежи, из-за перепада давлений происходят перетоки нефти из нижезалегающих второго и третьего объектов. Этаж нефтенасыщения залежи превышает 1600 м. И хотя водонефтяной контакт (ВНК) не вскрыт ни одной из скважин, пластовые воды здесь также имеются [3, 11, 12], и их появление повлечет за собой проблемы, аналогичные проблемам на АГКМ.
Таким образом, обводнение месторождений-гигантов Прикаспия, подстилаемых подошвенными водами, вызванное хорошей сообщаемостью трещинных зон карбонатного коллектора и быстрой миграцией подошвенных вод в продуктивную залежь, может привести к следующим осложнениям:
-
обводнению залежи;
-
необходимости строительства полигона захоронения токсичных попутных вод;
-
защемлению целиков газа, объемы которых сопоставимы с начальными запасами среднего газового месторождения;
-
интенсивной дегазации насыщенных подошвенных вод с выделением H2S;
-
загрязнению окружающей среды.
Для предупреждения негативных технологических и экологических последствий, а также рационального освоения месторождения необходимо обводняющиеся скважины выводить из эксплуатации как основные каналы поступления подошвенных вод в продуктивную толщу.
