Cтраница 3
Прибалханская зона поднятий по перспективам нефтегазоносности больших глубин отнесена к высокоперспективным территориям III категории. Перспективы здесь связаны с отложениями красноцветной толщи ( среднего плиоцена), в основном с ее нижним отделом. По всему разрезу красноцветной толщи на больших глубинах отмечаются нефтегазопроявления разного масштаба вплоть до промышленных скоплений УВ на структурах Котур-Тепе, Барса-Гельмес и Бурун. Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород красноцветной толщи, так же как и ее аналога - продуктивной толщи запада Южно-Каспийской провинции, ухудшаются с глубиной. Однако с глубины 3 5 - 4 км, как и в продуктивной толще, интенсивность снижения пористости уменьшается. [31]
Проведен краткий анализ состояния и особенностей разработки нефтегазо конденсатных залежей Западной Туркмении. На основе сопоставления коэффициентов газоотдачи газовых и газоконденсатных залежей показано, что конечная величина газоотдачи в значительной степени зависит от ретроградных потерь конденсата и газоконденсатного фактора. Даны рекомендации по осуществлению разработки нефтегазоконденсатных горизонтов месторождений Котур-Тепе и Барса-Гельмес. [32]
На месторождении Челекен продуктивны отложения, подстилающие красноцветную толщу. Коллекторы нефти и газа красно-цветных отложений характеризуются пористостью 16 - 28 %, проницаемостью до 200 мД, при этом отмечается уменьшение проницаемости с глубиной залегания пород. Месторождения многопластовые, содержат от 2 - 3 ( Куйджик, Кызылкум) до 17 - 25 ( Небитдаг, Котуртепе) продуктивных горизонтов. Большинство залежей характеризуется аномально высокими пластовыми давлениями, превышение которых над гидростатическим достигает 1 55 - 1 65 раза на месторождениях Гограньдаг-Окаремского района. Залежи в основном пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Сероводород в газах отсутствует. Наибольшие значения характерны для газов месторождений Ока-рем, Барса-Гельмес, Камышлджа, Куйджик. [33]
По месторождению Барса-Гельмес дебит газа, приходящийся на одну скважину, по II горизонту в 1 66 раза превышает прогнозный. Текущее пластовое давление по горизонту НК составляет 450 атм, а по горизонту II на май 1976 г. - 160 атм. Темп падения буферного давления по II горизонту составляет 1 8 атм / мес. Все газоконденсатные залежи указанных месторождений на данном этапе разработки эксплуатируются при газовом режиме на истощение. Разработка нефтегазокон-денсатных залежей на истощение сопровождается снижением пластового и устьевого давления, которое происходит в результате не только отбора газа из газоконденсатной зоны, но и отбора нефти и свободного газа через нефтяные скважины. Об этом свидетельствует рост газового фактора ( в пределах 2500 - 3000 м3 / т по месторождению Хотур-Тепе и 1435 - 4650 м / т по месторождению Барса-Гельмес) нефтяных скважин, расположенных в зоне ГНК. Весьма характерен тот факт, что количество эксплуатационных скважин по горизонтам НК месторождений Котур-Тепе и Барса-Гельмес меньше, чем прогнозное. Поэтому увеличение темпов отбора газа из этих скважин привело к резкому уменьшению устьевого и пластового давлений в зоне дренирования. В целях дальнейшего совершенствования системы разработки в качестве первоочередных задач рекомендуется разбуривание горизонтов нижнего крас-ноцвета. [34]
По месторождению Барса-Гельмес дебит газа, приходящийся на одну скважину, по II горизонту в 1 66 раза превышает прогнозный. Текущее пластовое давление по горизонту НК составляет 450 атм, а по горизонту II на май 1976 г. - 160 атм. Темп падения буферного давления по II горизонту составляет 1 8 атм / мес. Все газоконденсатные залежи указанных месторождений на данном этапе разработки эксплуатируются при газовом режиме на истощение. Разработка нефтегазокон-денсатных залежей на истощение сопровождается снижением пластового и устьевого давления, которое происходит в результате не только отбора газа из газоконденсатной зоны, но и отбора нефти и свободного газа через нефтяные скважины. Об этом свидетельствует рост газового фактора ( в пределах 2500 - 3000 м3 / т по месторождению Хотур-Тепе и 1435 - 4650 м / т по месторождению Барса-Гельмес) нефтяных скважин, расположенных в зоне ГНК. Весьма характерен тот факт, что количество эксплуатационных скважин по горизонтам НК месторождений Котур-Тепе и Барса-Гельмес меньше, чем прогнозное. Поэтому увеличение темпов отбора газа из этих скважин привело к резкому уменьшению устьевого и пластового давлений в зоне дренирования. В целях дальнейшего совершенствования системы разработки в качестве первоочередных задач рекомендуется разбуривание горизонтов нижнего крас-ноцвета. [35]