В Таджикской депрессии большая часть месторождений нефти и газа приурочена к синклинальным зонам. Наличие в них значительного энергетического и теплового потенциалов приводит к вертикальной миграции УВ (Попов И. П., 1990) из зон генерации в продуктивные толщи, характеризующиеся низкими градиентами пластовых давлений (рис. 1) и высокой проницаемостью, благодаря чему широко развита гидродинамическая связь по латерали. Так, аварийное фонтанирование в течение 100 сут скв. 26 газового месторождения Кызылтумшук привело к снижению на 1,6...1,8 МПа пластового давления на нефтяных месторождениях Акбашадыр и Кичикбель, находящихся на одной тектонической линии.

Анализ теплового поля позволил установить, что нефтегазонасыщенные объекты в разрезе мезозойско-кайнозойских отложений определяют аномалии пониженных температур (заштриховано) и низкие (до 1 °С/100 м) геотермические градиенты (см. рис. 1). Расширение аномальной зоны свидетельствует об интенсивном выделении газа из коллектора, вследствие чего происходит снижение температуры не только в пределах продуктивного объекта (P₁), но и во вмещающих породах (P₂) - Аналогичная тенденция выявлена по материалам скв. 2-Рохаты (рис. 2, а). По данным ГИС газонасыщенность юрских отложений отмечается с глубины 3375 м, а аномальное снижение температур – примерно с 3100 м, т. е. в нижнемеловых горизонтах. Интенсивность аномалий возрастает при качественном (на равновесии) вскрытии продуктивных отложений. Практика показывает, что последнее достигается путем определения плотности раствора на основании технологических данных бурения, т. е. расчета градиентов пластовых давлений (F) по методу d-экспоненты. Так, при вскрытии нижнемеловых и юрских отложений на площади Рохаты (см. рис. 2, а) градиент F составлял 1,10...1,20 (относительная погрешность по сравнению с манометрическими замерами не превышала 5%), а плотность раствора ( Ў ) с глубины 3350 м увеличилась до 1,36...1,38 г/см³ и в дальнейшем составляла не менее 1,28 г/см³. Прямолинейный вид КВД (см. рис. 2, б) свидетельствует о качественном (репрессия 6...9%) вскрытии перспективных отложений. Это позволило из карбонатных пород юры, интервал 3557...3606 м (K_п = 4,2...6,6 %), при депрессии 18,2 МПа получить с помощью пластоиспытателя на трубах (ИПТ) приток газа дебитом 178 тыс. м³/сут. В то же время на объектах, где репрессия достигала 21 % (см. рис. 2, в), лишь в интервале 3455...3548 м отмечено слабое газопроявление. Открытая пористость этих отложений до 6%. Характер КВД, согласно соотношению a₁/a, свидетельствует о снижении проницаемости (к'/к) удаленной зоны пласта (УЗП), т. е. к<к', где к – проницаемость УЗП, к' – проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП).

Идентичные гидродинамические и геотермические условия площадей Аширхан (Сурханская зона), Куйбышевская, Серверный Кичик – Уртабоз, Кичик – Уртабоз (Вахшская зона) и получение в скв. 2-Аширхан незначительных притоков нефти (0,3...0,5 м³/сут) из пяти объектов бухарского возраста (интервал 3690...3827 м) свидетельствуют о высокой перспективности палеогеновых и, возможно, меловых отложений. Отсутствие промышленных притоков связано с некачественным вскрытием, репрессия превышала 30%. Градиент пластового давления на глубине 3700 м исходя из пластового давления 42 МПа составляет 1,1. Низкое его значение указывает на наличие проницаемых пластов, способных аккумулировать УВ. Неустановленные перспективы нефтегазоносности центральных участков Вахшской зоны можно объяснить тем, что все ранее пробуренные скважины были заложены не в оптимальных структурных условиях. Об этом свидетельствуют благоприятные гидрогеологические предпосылки. Водорастворенный газ из бухарских отложений скв. 1 площади Северный Кичик – Уртабоз содержит 95,14% УВ, 2,1 % азота, 0,0035% аргона, т.е. находится в состоянии, близком к свободному. Повышенное содержание тяжелых гомологов метана (до 69 %), по-видимому, связано со скоплением жидких УВ. Подтверждением данного предположения служат аномально высокие концентрации фенолов (2,68...12,06 мг/л) и бензола (1,75...4,00 мг/л).

На результативность оценки насыщения коллекторов отрицательное влияние оказывает также продолжительность репрессии бурового раствора. Так, испытание идентичной по литофизическим свойствам девятой продуктивной пачки бухарского возраста (Кп < <8%) по истечении 1 сут после вскрытия в скв. 66 и 15 сут в скв. 76 месторождения Бештентяк показало, что в скв. 66 (рис. 3, а) репрессия (около 35 %) привела к снижению проницаемости ПЗП (к ' <к) и получен приток нефти дебитом 13 м³/сут. Как следует из практики (Попов И. П., 1981, 1984), для восстановления ухудшенных свойств необходима депрессия, составляющая 56... 70 % Р_пл. Близкое к этому значение (0,6...0,8 Р_пл) приведено в работе К. Н. Доронкина и др. (1989 г.).

В скв. 76 (см. рис. 3, б) продолжительное воздействие такого же противодавления привело к снижению проницаемости УЗП и получен фильтрат с незначительным количеством нефти. Поскольку a₁ < a, следовательно, под влиянием депрессии раскольматированы только трещины ПЗП, поэтому k' > k. Признаки нефти свидетельствуют о том, что низкая проницаемость матрицы за короткое время притока (62 мин) не смогла обеспечить существенный подток флюида. Согласно анализу качества вскрытия сохранение коллекторских свойств достигается при репрессиях, не превышающих 8...9%.

Для выяснения нефтегазоносности меловых отложений Сурханской зоны пробурена скв. 3-Коштар. При вскрытии отложений се-нона наблюдалось интенсивное разгазирование бурового раствора. По достижении глубины 2309,7 м отмечалось нефтепроявление, которое впоследствии ликвидировано утяжелением раствора до 1,8 г/см³. Аномалия пониженных температур подтверждает присутствие залежи УВ, однако из-за некачественного вскрытия (репрессия около 30%) и снижения проницаемости УЗП промышленные притоки не получены. По этой же причине не доказана перспективность меловых отложений на площади Карадум (Вахшская зона), хотя признаки газоносности отмечены при опробовании верхнемеловых пород в скв. 2, а в Кулябской зоне на площади Танапчи (см. таблицу) получены лишь слабые притоки газа в скв. 6. По материалам работы сделан ряд выводов:

3. В случае дефекта проницаемости ПЗП восстановление ухудшенных коллекторских свойств обеспечивают депрессии, составляющие 56...70% Р_пл.

Рис. 1. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ И ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КИЧИКБЕЛЬ:

Рис. 2. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ И ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СКВ. 2-РОХАТЫ:

а – гидродинамическая и геотермическая характеристики; значения F по Л.А. Ишанкулову (1988 г.); б – кривые восстановления давления качественно вскрытых интервалов: 1 – 2960...3012 м, 2 – 3089...3105 м, 3 – 3253...3300 м, 4 – 3557...3606 м, 5 – 3666...3674 м; в – кривые восстановления давления интервалов со сниженной проницаемостью удаленной зоны пласта: 1 – 2900... 2914 м, 2 – 3405...3420 м, 3 – 3424...3472 м, 4 – 3455...3548 м