Файл: Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.04.2024
Просмотров: 50
Скачиваний: 1
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.
Величина же начального пластового давления близка или |
равна |
|||
горному давлению. Вместе |
с |
тем |
в майкопских отложениях |
|
в пределах Центрального и |
Восточного Предкавказья |
круп |
||
ных нефтяных месторождений |
не |
выявлено. Первоначально |
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-
5* |
67 |
'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
600—650 м, то уже в |
Гудермесе достигает 900—950 м. Причем |
в разрезе Беноя отсутствует XXIV пласт и нижележащая часть |
|
разреза, вскрытая в |
Гудермесе. |
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
в залежах, приуроченных к отложениям чокрака и карагана, были, как правило, меньше значений условных гидростатических
давлений (рис. 13). Только в немногих случаях они были равны (например, XVI пласт северного поднадвига Али-Юрта, XIV пласт северной линзы Бо ри-Су), или несколько пре
вышали (например, I и III
пласты поднадвига Старо-
грозненского месторожде
ния, ХП-ХШ и XIV
пласты Южной Вознесенки и некоторые другие) зна чение условного гидроста
тического давления.
В некоторых случаях пласты, многократно под вергнутые воздействию
тектонических процессов
(подъему, опусканию, раз
рывам, опрокидыванию), лишились связи с водо напорной системой или,
выведенные близко к днев
ной поверхности, получи ли в связи с этим аномаль
но низкие пластовые да вления. В качестве приме
<v 'Dunqfiuj
Рис. 13. Зависимость начального пласто вого давления от глубины залегания в нефтяных месторождениях, приуроченных к карагано-чокракским отложениям.
1 — Гора-Горская; 2 — Октябрьское; 3 — СтароГрозненское; 4 ■— Ташкала.
ра можно указать Северную Вознесенку, где зафиксированы сле дующие значения пластовых давлений.
Пласты |
|
Глубина, м |
Пластовое |
||
|
давление, |
||||
|
|
|
|
|
ата |
I карагана |
. . |
420 |
9,2 |
||
II—III—IV |
» |
|
. . |
450 |
9 |
V |
» |
|
. . |
500 |
8 |
VII |
» |
|
470 |
22 |
|
Отложения чокрака нефтеносны также на структурах Восточ |
|||||
ной антиклинальной |
линии |
Дагестана. Нефтяные залежи приу |
|||
рочены к песчаным образованиям, |
имеющим лучшее развитие |
||||
на восточных и северо-восточных |
крыльях складок. |
||||
Складки сравнительно |
с |
грозненскими более спокойно по |
|||
строены, менее нарушены. |
Наиболее крупными являются место |
рождения Махачкала, содержащее нефтеносные пласты в средней и нижней частях чокрака (свиты виг), и Избербаш, содержащее
69
нефтеносные пласты во всем разрезе чокрака (свиты В, в, Г, г).
Эти и другие месторождения Дагестана, приуроченные к чокраку, имеют многопластовый характер.
Начальные пластовые давления превышают обычно на 10— 15% значения условного гидростатического давления.
Гидродинамическая система чокракско-караганских отложений в центральном и восточном Предкавказье определяется схемой тектонического строения, литологической характеристикой и геоло
го-физическими свойствами коллекторов.
Принципиальная тектоническая сущность чокракско-караган
ских структур как в центральном, так и восточном Предкав казье одинакова, т. е. это структуры Предгорного прогиба. Лито логически продуктивные чокракско-караганские отложения пред ставлены песчано-глинистой толщей, в которой коллекторы нефти характеризуются весьма интенсивной фациальной измен чивостью. Некоторые пласты в связи с этим выклиниваются на глубине, не доходя дневной поверхности, что, возможно, в соче тании с сильной тектонической раздробленностью структур, исключающей изоляцию отдельных залежей, является причиной образования пониженных сравнительно с условным гидростатиче ским давлений.
Пористость и проницаемость также подвержены значительным изменениям.
Основным фактором, определяющим природу начального пла стового давления, в данном случае является напор краевых вод, которые могут быть и седиментационными и инфильтрационными поверхностными водами в зависимости от геологических условий конкретных пластов.
Величины напора и, следовательно, начального пластового давления определяются гипсометрическим положением наиболее
приподнятых зон пластов.
То обстоятельство, что при аналогичных условиях геологиче ского строения в залежах восточного Предкавказья отмечаются более высокие величины начальных пластовых давлений, чем условные гидростатические давления, объясняется, по-видимому, более спокойными, менее нарушенными условиями залегания.
Наиболее молодым комплексом, к которому приурочены
залежи нефти и газа в Предкавказье, являются отложения понта
и главным образом меотического |
возраста. |
В пределах Азово-Кубанского |
прогиба в меотических слоях |
выявлены газо-нефтяное Анастасиевско-Троицкое, газовые Фрун
зенское и Славянское месторождения. К понтическим слоям отно сят II горизонт Фрунзенского месторождения.
Начальные |
пластовые давления |
почти равны |
условному |
||||
гидростатическому давлению или |
превышают |
его |
на |
5—8%. |
|||
В некоторых |
из |
них, например |
на |
Анастасиевско-Троицком |
|||
месторождении, |
где высокие коллекторские |
свойства |
обеспе |
чивают эксплуатацию скважин даже при очень небольших пере-
70