Файл: Тхостов Б.А. Начальные пластовые давления в нефтяных и газовых месторождениях.pdf

дившими за образованием залежей тектоническими процессами и последствиями грязевулканической деятельности.

Различная гидрогеологическая раскрытость пластов в свою очередь обусловила разный эффект роста пластового давления от воздействия горного давления. В тех нефтенасыщенных участках пластов, которые оказались изолированными или имели затруд­ ненную связь с поверхностью, эффект повышения пластового давления от воздействия горного давления оказался больше, а в других, так или иначе связанных с поверхностью, меньше.

Этим объясняются разные, незакономерно изменяющиеся с глу­ биной, величины давлений.

Оцепить в данном случае сравнительную роль горного давле­

ния или перетока жидкости из пластов с высоким давлением в пласты пониженного давления невозможно. Можно сказать лишь, что небольшие (10—25%) превышения начального пласто­

вого давления над гидростатическим связаны скорее с перетоком жидкости из нижних пластов в верхние.

Если предположить, что повышение давления в верхних пластах есть исключительно результат наличия сообщения между нижними и верхними горизонтами, и допустить, что нижние

«питающие» пласты обладали начальным давлением, равным условному гидростатическому, то для образования давления в 160 ата на глубине 1186—1183 м (скв. 76) необходим переток нефти с глубины 2980 м. Глубина совершенно реальная.

Фактически, ввиду того, что пластовое давление в низах кра­

сноцвета, по-видимому, значительно выше условного гидро­ статического давления, глубина эта должна была бы быть еще меньше. Недостаточно благоприятные результаты бурения на низы красноцвета в Ллпгуле и на Дагаджике также могут слу­ жить косвенным указанием на то, что нефть мигрировала в более

верхние части разреза.

Таким образом, главными причинами образования избыточ"

ных пластовых давлений на Челекене являются горное или геоста-

тическое давление для низов красноцвета и переток нефти из пластов высокого давления в пласты низкого давления с после­ дующим воздействием горного давления для средней и верхней частей красноцветной толщи.

Месторождение Долина

Месторождение Долина можно привести в качестве примера,

где избыточное давление в нефтеносных породах обусловливается: а) перетоком нефти из глубоко лежащих участков разреза, обла­ дающих более высоким давлением, в вышележащие части по хо­ рошо развитой сети трещин; б) горным или геостатическим давле­ нием, способствующим, во-первых, выжиманию нефти из плохо­

проницаемых пористых пластов в трещины, во-вторых, перетоку

82

нефти из «питающих» глубоко расположенных пластов высокого

давления в более высокие части разреза но трещинам.

В тектоническом отношении месторождение Долина предста­ вляет антиклинальную складку, простирающуюся с юго-востока

Отличительной особенностью месторождения является боль­ шая мощность продуктивной толщи: 600—625 м.

Начальное пластовое давление равно 260—300 ата и на 60— 70 ата превышает условное гидростатическое.

Давление насыщения нефти газом изменяется в больших пре­ делах — от 140 до 230 ата.

Вследствие плохой проницаемости пород и небольших коэф­ фициентов продуктивности эксплуатируются скважины при де­ прессии на пласт 100—130 ата.

Для изучения продуктивной части менплитовых отложений

ряд скважин на этом месторождении был пробурен со сплошным отбором керна. При этом, несмотря на обильный материал, вы­ делить нефтяные коллекторы в обычном понимании этого слова не удалось. Продуктивная толща представлена в верхней своей части чередованием сланцев темно-серых, почти черных, серицитовых, иногда кремнистых, алевритовых и аргиллитов темпо-серых с бу­ рым оттенком, с раковистым изломом. Встречаются прослои и линзы алевролитов и песчаников серых и буровато-серых, очень крепких, сильно трещиноватых, а .также глинистого доломита светло-серого, плотного. Нижняя часть разреза также представ­ лена глинистыми сланцами, аргиллитами, алевролитами и пес­ чаниками, однако здесь, сравнительно с верхней частью, коли­ чество алевролитовых и песчаных прослоев и линз больше. Песчаники серые, темно-серые, иногда черные, преимущественно

мелкозернистые, редко средне-зернистые, известковистые, сце­ ментированные, как и алевролиты, известково-глинистым це­ ментом.

Песчаники и алевролиты обладают сильно развитой сетью

макро- и микротрещин, ориентированных главным образом пер­ пендикулярно напластованию. На поверхности трещин наблю­ дались следы миграции нефти.

Многочисленные лабораторные определения показали низкие значения пористости и проницаемости пород. Так, из 29 образцов, поднятых в четырех скважинах (из них 19 образцов из скв. 27) и подвергнутых анализу, в 19 случаях абсолютная пористость составила меньше 5%, в четырех — между 5 и 8% ив шести —

от 11,3 до 16,4%.

Проницаемость составила менее 1 миллидарси в 4 случаях, 1 миллидарси — в 17, до 5 миллидарси — в 3 и от 10 до 24 милли­ дарси — в 5 случаях. Все образцы оказались в той или иной сте­ пени нефтенасыщенными, причем, как правило, чем больше по-

рпстость и проницаемость, тем меньше нефтенасыщенпость, и

наоборот.

Так, например, для образцов из различных глубин отмечались следующие значения абсолютной пористости, проницаемости и нефтенасыщенностп (табл. 14).

Такие низкие значения проницаемости не позволили бы, од­ нако, получить промышленные притоки нефти при перепадах давления, замеченных в процессе эксплуатации скважин. Между тем скважины все же работают, особенно в начальный период,

с высокими дебитами. Объясняется это, по-видимому, тем, что все нефтенасыщенные прослои и линзы подверглись значительному геостатическому, а возможно, и геотектоническому давлению,

врезультате чего, с одной стороны, создались условия для воз­ никновения макро- и микротрещин, с другой, образовались огромные перепады давления, способствовавшие миграции нефти

вранее существовавшие и новые трещины. Эти перепады давления,

разумеется, много превышали те, которые можно создать при эксплуатации на забоях скважин. Этим же объясняется и превы­ шение пластового давления над гидростатическим.

Продуктивные горизонты, подобные по строению менилитовой толще Долинского месторождения, имеются и в ряде других месторождений Предкарпатского прогиба. Например, в Рыпнян-

ском нефтяном месторождении, расположенном во внутренней зоне Предкарпатского прогиба, представляющем собой антикли­ нальную складку, осложненную продольным нарушением в при-

сводовой части юго-западного крыла, нефтеносными являются, так же как и на месторождении Долина, плотные, трещиноватые, малопористые (3—5%), практически непроницаемые (3 милли­ дарси) песчаники и алевролиты.

Впроцессе разработки этого месторождения было установлено, что высокие дебиты показывают скважины, расположенные ближе

84

к линии продольного нарушения юго-западного крыла складки.

Скважины, заложенные за пределами зон нарушения, имели

меньшие начальные дебиты (не более 5—7 т/сутки).

Такая же картина наблюдалась на месторождении Чарна, расположенном в зоне Центральной Карпатской депрессии, где промышленно нефтеносными являются плотные сланцы, аргил­ литы и битуминозные алевролиты, разбитые системой трещин преимущественно перпендикулярного к напластованию напра­ вления, причем более крупные трещины пересекают прослои слан­ цев и аргиллитов.

Промышленные притоки нефти были получены также из тре­ щин в сланцах и аргиллитах при проведении горных выработок на озокерит в Бориславе.

Все изложенное свидетельствует о том, что коллекторов в обыч­ ном понимании этого слова менилитовые отложения не содержат,

а скважины питаются нефтью по системе трещин.

Кроме горного давления, в образовании пластовой энергии значительную роль сыграли, по-видимому, и тектонические на­

пряжения, которым подвергалась складка.

Тектонические силы обусловили также создание сети трещин

наиболее интенсивной в присводовой части, т. е. в месте наиболь­

шей концентрации напряжений.

Месторождение Карабулак-Ачалукп

Карабулак-Ачалукское нефтяное месторождение расположено на территории Чечено-Ингушской АССР, занимает западную часть Сунженского и восточную часть Мало-Кабардинского хреб­

тов. Вытянуто в широтном направлении. Наиболее высокими вер­

Гидрографическая сеть представлена реками Сунжа, Ачалуки

иАлханчуртовским каналом.

Вразрезе выделяются сверху вниз:

85

Продолжение таблицы

Карабулак-Ачалукская складка является частью Сунженской антиклинальной зоны, входящей в систему Терского передового прогиба. Структура сложена меловыми и третичными отложениями

и представляет собой сложно построенную дислоцированную антиклинальную складку, причем меловые и нижиемайкопские отложения залегают более спокойно и не подвержены такой слож­

ной системе нарушений, как верхнемайкопские и более молодые.

Последние выжаты в сводовую часть, благодаря чему видимая

мощность их, особенно майкопских отложений, на своде сильно возрастает (см. рис. 14).

Акчагыльские слои несогласно перекрывают более древние отложения, начиная от меотиса.

Отложения нижнего Майкопа, фораминиферовые слои и мело­ вые отложения образуют поднятие, вытянутое почти в широтном

направлении, с относительно широким пологим сводом и круто­ падающими крыльями (с углами падения от 40—45 до 70°).

Установленная длина складки 26 км. Ширина по изогипсе — 2000 м составляет примерно 3 км (рис. 16).

Продуктивный горизонт верхнемеловых отложений предста­ влен плотным, светло-серым, почти белым известняком пелито­ морфной структуры, с неровным изломом. Разбит трещинами,

заполненными кальцитом или мергелистой глиной, а часто и

86