| К оглавлению журнала | |
|
УДК 532.5:551.73(574 12) |
©Е .В. Постнова, Н.П. Кириллова, 1990 |
Гидродинамическая обстановкая в подсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской впадины
Е.В. ПОСТНОВА, Н.П. КИРИЛЛОВА (НВНИИГГ)
Подсолевые отложения юго-востока Прикаспийской впадины приурочены к зоне регионального распространения АВПД. Давления в кровле отложений изменяются от 100 на северо-западе до 20 МПа на юго-востоке при глубинах от 5 до 2 км (
рис. 1). При этом выделяются зоны сверхвысокого пластового давления (СВПД) с коэффициентом аномальности Ка>2; АВПД – 2>=Ka>l,3, повышенного пластового давления – 1,3>=Kа>1,05; нормального пластового давления– 1,05>=Kа=1; пониженного пластового давления – 1>Kа>=0,95. Зоны СВПД и близкие к ним АВПД приурочены к подсолевым карбонатным телам, в частности, на Каратонской, Тенгизской, Елемесской площадях. Значительная часть территории характерируется АВПД и повышенными пластовыми давлениями. На юго-востоке территории (скв. 11 Тортай, Kа = 0,98) развиты нормальные и пониженные давления.Механизм формирования региональной зоны АВПД, как уже отмечалось, обусловлен соляной толщей, препятствующей оттоку флюидов, отжимаемых из нижележащих отложений при увеличении геостатической нагрузки. Однако на общем фоне аномального барического поля выделяются локальные неоднородности, возникновение которых не может быть объяснено с этих позиций.
Большая величина аномальности давления на месторождении Тенгиз по сравнению с площадью Каратон (рис. 2) связана с избыточным давлением залежи нефти невысокой плотности, насыщенной растворенным газом (газовый фактор 487 м3/т). При наличии свободного газа аномальность давления еще выше. Например, на структурном поднятии Маткен (скв. 16) на глубине 5100 м Ka = 2,15, давление 107,5 МПа, тогда как на Тенгизе его наибольшая величина 2,11.
Определенное влияние на барическое поле, по-видимому, оказывает различная степень прогретости недр. Средняя геотермическая ступень на тенгизском участке составляет 41, на каратонском – 47 м/°С, а максимальная величина ее в терригенных отложениях 49 м/°С.
Некоторые различия давлений наблюдаются в терригенных и карбонатных коллекторах. В первых из них характер изменения пластовых давлений наиболее достоверно описывается уравнением вида:
рпл(H)=9,8H(1 + 0,03H2), d=6.28, (1)
где рпл (Н) – пластовое давление, МПа, на глубине
H, км; 9,8H – условное гидростатическое давление, МПа; d – среднее квадратичное отклонение, МПа.Коэффициент
ka на глубине 2400–5600 м увеличивается по квадратичному закону от 1,15 до 1,84.В подсолевой карбонатной толще площади Каратон (см.
рис. 2) по данным 59 замеров регрессионное уравнение имеет вид:Pпл(H) =28,43+11,45H, d=2,61,
или в абсолютных отметках
z (км)Pпл(z) =28,18–11,45 z. (2)
Уравнение характеризует изолированную гидродинамическую систему с
Kа= 1,7ё1,9 в исследуемом интервале, что соответствует зоне АВПД (см. рис. 1, рис.2). Интервальный градиент 1,14 МПа/100 м отражает гидростатическое давление рассолов площади Карате н.На месторождении Тенгиз (см.
рис. 2) обработано 65 замеров. Уравнение имеет вид:рпл
(H) =54,11 + 6,6 H, d=1,39, или в абсолютных отметках zрпл
(z) = 53,8–6,65z. (3)Формула (3) характеризует изолированную гидродинамическую систему с
Ka= l,8-2,l, что соответствует зонам СВПД и АВПД. Интервальный градиент давления 0,66 МПа/100 м отражает условия нефтяной залежи с высоким газовым фактором.На основании сейсмических исследований С.В. Гулым [1] сделано предположение, что площади Каратон и Тенгиз – это единый гидродинамически связанный резервуар. На основе такого предположения была предпринята попытка определения нижней границы залежи Тенгиз. По расчетам [1] прогнозное положение ВНК –5630 м.
Уравнения (2) и (3) получены на более представительном фактическом материале. На основе равенства пластового давления в водной и нефтяной фазах на ВНК получим выражение:
28,18–11,45z=53,8–6,65z. (4)
Отсюда абсолютная отметка прогнозного положения ВНК в предположении единого гидродинамически связанного резервуара около –5340 м.
При зональном добуровом прогнозировании пластового давления в подсолевых карбонатных телах юго-востока впадины при допущении отсутствия свободного газа или незначительных его количествах правомерно использование усредненного уравнения Каратон-Тенгизской зоны:
рпл
(H)=41,27+9,02H. (5)Так как геотермическую ступень площади Каратон можно принять средней для изучаемой территории, правомерна также следующая формула:
Pпл=1/fG (28,43+11,45H),
где 28,43
+ 11,45H – пластовое давление на площади Каратон, 1/fG – температурный коэффициент, учитывающий изменение объема легких фракций [3].По А. А. Орлову [3]:
1/fG=(T+Tпл)/(T+TG), (7)
где
T=273 °С, Тпл – температура пласта, °С; TG – температура пласта при среднем значении геотермической ступени, °С.Однако формула (6) содержит двойную погрешность за счет необходимости расчета не только давлений, но и температур, и, следовательно, применение ее является более проблематичным.
Полученные зависимости (5) и (6) не применимы при прогнозе пластовых давлений вне зоны распространения соли, где пластовые условия близки к нормальным гидростатическим. Примером такого карбонатного тела является структура Южная, где давления характеризуются зависимостью вида
(см.
Уравнение (8) описывает гидродинамически слабоизолированную систему с
Ka= 1,17 - 1,24. Интервальный градиент давления 1,03 МПа/100 м отражает гидростатическое давление минерализованных пластовых вод.Обширный фактический материал по замерам начальных пластовых давлений позволил провести многокомпонентный регрессионный анализ:
Рпл
(z1, z2, z3)=A0 + A1z1+A2z2 + A3z3, (9)где рпл
(z1, z2, z3) – пластовое давление в точке, МПа; а0, А1, a2, А3 – расчетные коэффициенты; z1 – глубина точки замера, м; z2 – кратчайшее расстояние по латерали до региональной границы выкликивая соли, км; z3 – мощность соли непосредственно над точкой замера, м.В терригенных подсолевых отложениях уравнение имеет вид:
Рпл
(z1, z2, z3)= – 4,49+0,013z1 +0,21z2+0,0052z3, d=5,72. (10)В подсолевых карбонатных телах: рпл
(z1, z2, z3)=7,74+0,11z1+0,28z2+0,0001z3, d=8,77. (11)Уравнения (10) и (11) показывают, что в подсолевых отложениях пластовое давление возрастает не только с увеличением глубины, но и с ростом расстояния от региональной границы выклинивания соли, что объясняется повышением степени закрытости недр по мере удаления в глубь эвапоритового бассейна. Мощность соли, по результатам статистического анализа, значительного влияния на формирование барического поля не оказывает. Однако однозначный вывод в этом направлении пока делать рано.
В процессе выбора метода гидродинамических построений рассмотрен характер изменения плотности подземных вод во всем изучаемом объеме. Установлено выполнение требования постоянства плотности в горизонтальной плоскости [2], в то время как по вертикали плотность возрастает с глубиной по закону:
g(z) = 0,94–0,04 z, где g(z) – плотность пластовой воды в точке с абсолютной отметкой z, г/см3.Таким образом, в соответствии с характером пространственного распределения плотности подсолевых вод [2] для гидродинамических построений правомерно применение метода А.И. Силина-Бекчурина (1965 г.).
На полученной карте (см.
рис. 1) видно, что динамика пластовых вод территории формировалась под влиянием двух противоположно направленных потоков с северо-запада и юго-востока. Элизионные воды, отжимаемые из внутренних районов Прикаспийской впадины, движутся в направлении зоны сочленения юго-восточной части Русской плиты с Туранской. Непосредственно в зоне сочленения седиментационные воды, отжимающиеся со стороны Туранской плиты, перемещаются во встречном направлении.Существование двух разнонаправленных потоков обусловило формирование гидродинамического барьера и разгрузку седиментационных вод по латерали в западном и восточном направлениях.
Таким образом, наиболее перспективной в отношении нефтегазоносности по гидродинамическому критерию является территория, непосредственно прилегающая к зоне сочленения и соответствующая Каратон-Тенгизскому и Южно-Эмбинскому поднятиям. В локальном плане гидродинамические пьезоминимумы приведенных давлений приурочены к месторождениям Тенгиз и Елемес, а также к структурным поднятиям Восточный Колтык и Маткен.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Thermobaric and hydrodynamic conditions in the southwestern part of the Precaspian depression are discussed. Zones of excess, abnormally high, increased, and reduced reservoir pressures are recognized. Regression reservoir-pressure, pr(H),– relation equations are developed for terrigenous deposits and carbonate bodies, as well as the relationship between formation water density and occurrence datum is established. The prospective oil- and gas-bearing zones and local areas are befined based on a hydrodynamic criterion.
Рис. 1. Карта гидродинамики кровли подсолевых отложений юго-восточной части Прикаспийской впадины:
1 – рифогенные тела, 2 – граница распространения соли, 3 – изобары, МПа, 4 – изолинии приведенных давлений, МПа, 5 – изолинии коэффициентов аномальности, 6 – основные направления миграции флюидов, 7 – локальные пьезоминимумы, 8 – разрывные нарушения. Площади (месторождения): К – Каратон, Т – Тенгиз, Ю – Южная, ВК – Восточный Колтык, М – Маткен, Е – Елемес
Рис. 2. Зависимость пластовых давлений от глубины в карбонатных отложениях подсолевого палеозоя.
Площади
: 1 – Южная 2 – Каратон, 3 – месторождение Тенгиз