книги из ГПНТБ / Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях

.59

ниях будут рассмотрены конкретные условия нефтеносности

одного из этих месторождений.

Предкавказской платформы — в Ставропольском крае. В Красно­ дарском крае, в той или иной степени, нефтегазоносны отложе­ ния всех возрастных подразделений третичной системы.

В Чечено-Ингушской АССР нефтеносны отложения майкоп­

ской свиты, чокракские и караганские слои. В Ставропольском крае газоносны в основном отложения хадума, а также форамини-

феровой свиты. В Дагестане нефтеносны чокракско-караганские

отложения. В приложении 3 приводятся значения начальных

пластовых давлений большого числа залежей различных возраст­ ных подразделений. Основные промышленные скопления нефти,

однако, приурочены к фораминиферовым, хадумским, майкоп­ ским, чокракско-караганскнм и меотическим горизонтам.

Довольно крупные залежи нефти содержатся в форампниферо-

вых слоях Ново-Дмитриевского, Восточно-Северского и много­ пластового Ахтырско-Бугундырского месторождений. Залежи нефти содержатся также в кумском горизонте Карского место­ рождения. В залежах, приуроченных к фораминиферовым слоям, начальное пластовое давление во всех случаях превышает вели­ чину условного гидростатического давления. Так, в залежах Ахтырско-Бугундыфского месторождения .это превышение соста­

вляет от 3 до 15%, а в кумском горизонте Ново-Дмитриевского

месторождения несколько более 30%, Карского 56%, ВосточноСеверского — 40%.

Образование пластовых давлений в фораминиферовых слоях,

в частности в кумском горизонте, связано с характером гидро­ динамической системы фораминиферовых слоев, определяемым геолого-физическими свойствами коллекторов и общим планом

тектонического строения.

Геолого-физическая характеристика пластов-резервуаров (про­ ницаемость, пористость, механический состав осадков и т. д.) фораминиферового возраста не позволяют ожидать передачи давления на большие расстояния.

Для фораминиферовых слоев характерно тонкое переслаивание по разрезу глин, алевролитов и тонкозернистых песков, чрезвы­ чайно интенсивное изменение проницаемости по площади и слож­ ные тектонические условия залегания нефти.

60

Таковы, например, условия Восточно-Северского и особенно Ахтырско-Бугундырского месторождений, где каждый эксплуата­

ционный объект включает до 100 пропластков мощностью от нескольких сантиметров до 1,5—3 м при опрокинутом залегании пластов. Проницаемость коллекторов по разрезу изменяется при этом в сотни раз. Резко изменяется проницаемость продук­

тивных пластов также в Восточно-Северском и Ново-Дмитриев­ ском месторождениях, причем, как в одном, так и в другом про­ ницаемость законтурной зоны ничтожна.

Геолого-физические условия залежей подтверждаются и ре­ зультатами разработки месторождений. Первоначально высокое.

пластовое давление при отборе 10—20% от начальных запасов

начинает быстро падать, а газовые факторы резко расти. Вместе

с тем ввиду малой проницаемости, резкой фациальной изменчи­

Изложенное свидетельствует об отсутствии необходимой гидро­ динамической связи по пластам и, следовательно, о том, что

и начальные пластовые давления, обязаны своим происхождением

горному или геостатическому давлению. В результате воздей­ ствия горного давления седиментационные воды в той или иной степени, в зависимости от постоянства литологии пластов и усло­ вий проницаемости, были выжаты в области повышенного зале­ гания пластов. Причем в тех случаях, когда горное давление,

воспринимаемое пластовой водой, не могло разгрузиться истече­ нием вод на поверхность или в слабо насыщенные зоны, образо­ вывались давления, значительно превышающие условное гидро­ статическое давление. Это положение прекрасно подтверждается

примерами Ново-Дмитриевского и Восточно-Северского место­ рождений, в которых условия локализации залежей и уменьше­

ние проницаемости продуктивной толщи в законтурной зоне препятствовали разгрузке горного давления и, наоборот, способ­ ствовали значительному повышению пластового давления в зале­ жах над условным гидростатическим давлением.

В иных условиях находятся фораминиферовые слои в платфор­ менных условиях Ставропольского плато, где, например, в зеле­ ной свите Северо-Ставропольского месторождения начальное пла­

стовое давление газовой залежи менее условного гидростатиче­

ского на 25—27 % (при глубине 1 000 м начальное давление соста­ вило 73,3 ата).

61

Значительное число нефтяных залежей, особенно в Красно­ дарском крае, приурочено к майкопским отложениям. Эти отло­

жения развиты в западном, центральном и в восточном Пред­ кавказье п представлены преимущественно мощной толщей глипг

копских отложений связана история развития нефтяной про­ мышленности в Краснодрском крае. И. М. Губкин на основе тща­ тельного изучения стратиграфических соотношений и палеогео­

графии открыл рукавообразную залежь в районе Майкопа, вы­ явил закономерности формирования залежей подобного типа п определил методические принципы поисков новых залежей нефти. Позднее в Краснодарском крае был открыт ряд более крупных месторождений как приуроченных к рукавообразным скопле­ ниям песков среди майкопских глин, так и к заливообразным линзам песчаных образований.

В залежах майкопского возраста также отмечается превыше­ ние начального пластового давления над условным гидростатиче­ ским давлением (табл. 10).

Ниже приводятся начальные пластовые давления по некото­

риевское

Величина пластового давления превышает значение условного гидростатического давления до 13—16% в Ключевом месторожде­ нии, до 15% в месторождении Дыш, до 40% на Калужском и на 30% в Ново-Дмитриевском месторождении. Считается, что такое превышение начальных пластовых давлений над значениями условных гидростатических давлений обусловлено и гипсометри­ ческим положением выходов майкопских песков в области пита­ ния. Рассмотрим это положение.

62

моноклинально падающих майкопских глин развиваются пески, которые в местах литологических или структурно-литологиче­ ских «ловушек» (Ново-Дмитриевская, Калужская, Восточно-

Северская площади) вмещают залежи нефти. В толще песков выделяются самостоятельные объекты разработки, имеющие сход­

ное геологическое строение. Для примера рассмотрим I горизонт Майкопа в районе Нефтегорска, впервые описанный в 1910— 1911 гг. И. М. Губкиным. Здесь он представлен песчано-глини­

стыми образованиями с конгломератом. Пески разнозернистые, с прослоями крупно- и грубозернистого иеска с гравием. Нефте­ носные участки приурочены к тонкому чередованию глин и пе­ сков, обычно в нижней части горизонта.

Общая мощность достигает 170—180 м.

К северо-западу горизонт погружается, пески выклиниваются,

не достигая дневной поверхности, и образуют «заливы» на моно­ клинали. В районе Восточно-Северского месторождения размер общего погружения составляет 2500 м.

От горы Асфальтовой, находящейся в 30—35 км западнее выходов на дневную поверхность, до месторождения Абузы, размеры «заливов» возрастают до 4 км по оси и 2,5 км по ширине, т. е. почти в 2 раза. Западнее «заливы» теряют четкие очертания п имеют более выпрямленные контуры. На расстоянии 110— 115 км насчитывается до 14 залежей, приуроченных к зонам выклинивающихся песков, в том числе Абузы, Апчас, Кутаис­ ское, Кура-Цеце, Широкая балка, Асфальтовая гора и др. Мощ­ ность горизонта в центральной части песчаной полосы, северная граница которой точно не установлена, изменяется от 0 до 160— 180 м, причем нефтяные залежи приурочены к зонам выклини­ вания песков и максимальная эффективная мощность их не пре­ вышает 15—20 м (рис. 12).

На всем протяжении изученной части I горизонта — от Нефтянского участка до Восточно-Северского месторождения — гео­

породы гранулометрически характеризуются как песчано-алевро­ литовые, в западной части (от Узупа до Восточно-Северской) как

глинисто-песчано-алевролитовые и алевролитово-глинисто-песча­ ные. Пористость коллекторов изменяется от 10—12 до 35—37%.

Проницаемость — от 1 миллидарси до 2 дарси.

На месторождениях Ключевом, Дыш и Ново-Дмитрпевском среднее значение проницаемости колеблется от 40 до 100 мил лидарси.

63

Минерализация вод, насыщающих I горизонт, увеличивается с глубиной, а также по восстанию — в зонах наименьшей прони­

рактер изменения геолого­ физических свойств дру­ гих горизонтов Майкопа аналогичны.

В частности, аналогич­ на закономерность изме­

нения минерализации вод,

которую можно рассмат­ ривать как косвенный со­ бирательный показатель гидродинамических усло­ вий существования зале­

жей нефти и газа. В связи с этим в толще майкоп­

ских песков выделяют три гидрогеологических зоны.

1. Зона свободного во­ дообмена в юго-восточной части, близ выходов по­ род на поверхность, где воды пресные и гидрокар- бонатно-кальциевые.

2. Зона затрудненного

водообмена, где залегают гидрокарбонатно-натровые

воды.

3. Зона отсутствия во­ дообмена, где воды хлор­ кальциевого и хлормаг­

ниевого состава. Эти воды связываются с «заливами», характеризующимися рез­ ким выклиниванием кон­ туров.

Основываясь на изло­ женной выше геологиче-

64

ской, гидрогеологической и геолого-физической характеристике песчаных образований майкопского возраста, образование и ве­ личину пластовых давлений в майкопских залежах различные исследователи связывают обычно с напором пластовых вод, опре­ деляемым гипсометрическим положением выходов пород на по­ верхность. Предполагается при этом, что поверхностные воды,

фильтруясь в области питания между станцией Ширванской и г. Нефтегорском, стекают по майкопским пескам, разгружаясь предположительно где-то на Таманском полуострове.

При внимательном рассмотрении, однако, факты не подтвер­ ждают этой гидродинамической схемы. Резкая фациальная измен­ чивость майкопских коллекторов, непостоянство геолого-физиче­ ских свойств, в частности проницаемости, высокая минерализа­ ция вод свидетельствует скорее о глубинном происхождении майкопских вод.

Краснодарский филиал ВНИИ, подсчитывая величину воз­ можных прогнозных запасов нефти в полосе майкопских пород,

определил объем песков в количестве 150 млрд, м3, а объем воды в общем объеме песков в 30 млрд. м3.

Мы подсчитали приблизительно время, необходимое для ин­

т. е. в короткие исторические сроки.

Если считать объем воды, подсчитанный Краснодарским фили­ алом ВНИИ для майкопских песков, близким к действитель­ ности, а среднегодовое количество осадков со времени образова­

ния области питания между станцией Ширванской и Нефтегор­

ском практически постоянным, то вся полоса песков многократно должна была быть промытой поверхностными водами. Фактически химическая характеристика глубинных вод противоречит такому предположению. Пластовые воды недалеко от выходов майкоп­ ских песков на поверхность сильно минерализованы, а на боль­ ших глубинах приобретают характер застойных, о чем свидетель­

ствуют и определения этих вод как принадлежащих (по класси-

фикацни Краснодарского филиала ВНИИ) зонам «затрудненного водообмена» и «отсутствия водообмена». Образованию пластовых вод за счет инфильтрации поверхностных вод, а пластового давле­ ния исключительно за счет напора вод, определяемого гипсо­ метрией «области питания», противоречит также распределение абсолютных отметок напора пластовых вод в месторождениях, приуроченных к майкопским пескам. Отметки эти определены

Приведенные данные показывают, что напор пластовых вод возрастает с востока на запад, т. е. именно в том направлении, в котором он должен убывать при наличии движения поверх­ ностных вод от области питания к области стока и разгрузки.

Максимальные отметки выходов майкопских пород между Ширванской и Нефтегорском составляют от +230 до +310 м и,

если ими можно объяснить значение напора вод на Ключевом,

Дыше илп Калужском месторождениях, то никак нельзя объяс­ нить величину абсолютных отметок и соответствующих превы­

шений пластового давления над условным гидростатическим на Ново-Дмитриевском месторождении.

Из указанных выше значений напоров можно видеть также, что отметки напора I горизонта некоторых месторождений выше, чем II горизонта, залегающего ниже, т. е. вероятно, гори­ зонты эти имеют самостоятельные, разобщенные друг от друга,

гидродинамические системы. Таким образом, можно, по-видимому,

полагать доказанным, что гидродинамические системы майкоп­

ских отложений образовались не за счет инфильтрации поверх­

ностных вод.

Основной причиной, препятствовавшей этому и не принятой

во внимание многими исследователями, является горное давление,

под влиянием которого седиментационные воды вытеснялись в зоны меньших давлений, т. е. в направлении области питания. Этому соответствует и уменьшение напора пластовых вод с запада на восток в направлении области питания.

Непрерывно возраставшее в течение всего времени накопления майкопских осадков горное давление, всегда превышавшее воз­ можные гидростатические напоры, создало такие условия распре­ деления давлений в недрах, при которых наиболее погруженные

66

или при одинаковой глубине плохо проницаемые участки песков имели наибольшие значения абсолютных отмето'к напора вод. Причем горное давление не разгрузилось и до сего времени,

поэтому мы наблюдаем примеры значительного превышения пла­ стового давления над условным гидростатическим и упомянутую выше закономерность уменьшения напоров в восточном напра­

влении. Слабая гидродинамическая связь с «областью питания»

подтверждается и процессом разработки майкопских залежей, когда первоначально высокие давления быстро падают, газовые факторы растут, а естественная компенсация падения давления отсутствует.

Майкопские отложения нефтеносны также в пределах Чечено-

Ингушской АССР и Дагестанской АССР.

Здесь, так же как в Краснодарском крае, наивысшее положе­ ние статические уровни вод занимают в зонах большего погруже­ ния, например в Карабулаке, Малгобеке, Хаян-Корте, Махач­ кале и др.

Наиболее низкие отметки напоров имеются вблизи выходов майкопских отложений, например в Кировском районе, т. е.

картина опять обратная той, которую мы бы наблюдали при нали­

чии активного движения вод от области питания к области раз­

грузки. Следует отметить, что и здесь для майкопских коллекто­ ров характерна фациальная изменчивость, причем более резкая, чем в Краснодарском крае. Пески на небольших расстояниях

переходят в глины. Песчаные линзы имеют обычно небольшие

размеры и полностью замыкаются, т. е. выклиниваются во всех направлениях, хотя в целом песчаные толщи прослеживаются на огромных пространствах. Начальное давление в залежах, приуроченных к локализованным участкам песчаных образо­ ваний, главным образом обусловливается горным давлением.

высокое пластовое давление резко падает уже в процессе проб­ ной эксплуатации или дело ограничивается только однимдвумя мощными выбросами при бурении или опробовании. Объясняется это незначительными размерами природных резер­ вуаров, вмещающих нефть.

Несмотря на очень высокие начальные давления в пластах, конечная нефтеотдача залежей не может быть большой из-за низких значений проницаемости и эффективной пористо­ сти.

Значительное влияние на образование и величину пластового давления оказывают тектонические напряжения в местах концен­ трации их, в частности, например, в пределах месторождений Сунженского п Терского хребтов. Следующим крупным комплек­ сом осадков, к которым приурочено преобладающее болыпин-

'Ство залежей нефти в Чечено-Ингушской АССР и Дагестанской АССР, являются чокракско-караганские отложения.

Нефтяные месторождения, сложенные этими отложениями, приурочены к сильно дислоцированным складкам передовых хребтов в пределах Чечено-Ингушской АССР и к складкам Вос­ точной антиклинальной линии в пределах Дагестана.

Зона передовых хребтов четко обозначенными возвышен­ ностями протягивается параллельно Главному Кавказскому хреб­ ту и имеет ширину до 20—30 км. Эти хребты и возвышенности составляют две линии: южную, в которую входят Сунженский и Грозненский хребты, а также возвышенности Сюир-Корт, Сюиль-Корт, Гойтен-Корт п северную, которая состоит из Тер­ ского, Брагунского и Гудермесского хребтов.

Все складки зоны передовых хребтов сильно дислоцированы и осложнены нарушениями преимущественно надвигового типа различной амплитуды. Эти нарушения образовали отдельные

тектонические блоки, клинья, взброшенные и поднадвиговые складки, к которым приурочены нефтяные залежи, каждая из

них имеет обычно небольшие запасы.

Нефтяные залежи промышленного значения выявлены в преде­ лах Терского, Грозненского, Брагунского и Гудермесского хребтов.

Наиболее крупные месторождения — Старогрозненское, Ок­ тябрьское и Малгобекско-Вознесенское, каждое из которых содер­ жит до 20 и более залежей нефти, являющихся самостоятель­ ными объектами разработки. Всего в карагане и чокраке выяв­ лено более 100 самостоятельных залежей. Для всех горизонтов

чокракско-караганской толщи характерна литологическая измен­ чивость. В восточном направлении (к Гудермесу) разрез на­

ращивается за счет появления новых нефтеносных пластов в низах чокрака.

По данным А. И. Цатурова, мощность чокракскпх слоев воз­

растает также в северном направлении от месторождения Беной к Гудермесу. Так, если в Беное мощность чокрака составляет

В приложении 3 приводятся значения начальных пластовых давлений по 68 залежам различных месторождений (Старогроз­ ненскому, Октябрьскому, Ташкалинскому, Малгобекско-Возне-

сенскому и др.) По многим залежам начальные давления получены путем пересчета, а по некоторым залежам — не в самом начале разработки месторождения, поэтому приводимые величины, веро­ ятно, будут иметь какие-то погрешности. Следует учесть также,

что в условиях сильно пересеченного рельефа трудно оперировать средней глубиной, к которой относятся все определения и замеры давлений (рис. 13).

Тем не менее на основе рассмотрения приведенных данных можно видеть, что первоначальные величины пластовых давлений

68