К оглавлению журнала

Распределение напоров можно рассмотреть на примере залежи нефти в маастрихтском ярусе Подсолнечного месторождения. Маастрихтский ярус Восточного Ставрополья сложен карбонатными породами фации писчего мела, формирование пластовой энергии в котором обусловлено поступлением седиментационных вод из мощной уплотняющейся толщи палеогена. В скв. 13 по специальной программе были проведены точечные измерения пластового давления в трех интервалах маастрихтского яруса, сложенного мелоподобными известняками. В результате проведенных исследований был установлен обращенный профиль приведенных напоров (табл. 1).

Пластовое давление измерялось глубинным манометром на забое и образцовым – на устье скважины, заполненной пресной водой. При расчетах принимались данные анализа глубинных проб. Плотность пластовой нефти принималась 760 кг/м³, плотность нефти на поверхности – 847 кг/м³. Плотность воды в пластовых условиях – 1023 кг/м³.

Из табл. 1 видно, что приведенный напор снижается от кровли маастрихтского яруса к его подошве. В этом же направлении снижается градиент напора от 1,04 до 0,86 м/м. Отмеченная закономерность подтверждает представление о роли глинистых отложений палеогена в формировании гидродинамической cистемы верхнемеловых пород. В табл. 2 приведены полные результаты испытания отложений маастрихтского яруса в скважинах Подсолнечного месторождения.

На рис. 1 показана модель "нефтяного тела" в многослойном природном резервуаре с обращенным профилем приведенных напоров (третий случай).

Принимаем плотность воды g_в и нефти g_н в пластовых условиях соответственно 1000 и 800 кг/м³, тогда потенциал нефти Фн в точках А, В, С и D будет

При условии Ф^с_н = Ф^D_н находим, что 5H₃ + Z₃ = 5H₁ + Z₄, отсюда

Z₄ = 5(H₃-H₁) + Z₃ = -5DH+Z₃,

так как Н₁ > Н₃, то Z₃ > Z₄ (у водонефтяного контакта (ВНК) выпуклый низ).

Во втором случае, когда Н₁<H₃: будем иметь у ВНК выгнутый верх, так как согласно проведенному расчету Z₄ > Z₃.

При равномерном распределении напоров, когда H₁ = Н₃ и Z₄ =Z₃, ВНК принимает горизонтальное положение.

На рис. 2 показана модель "нефтяного тела" нижнеапт-барремского природного резервуара Правобережного и Поварковского месторождений, очевидно, отвечающая условиям третьего случая. Над VIII пластом залегает мощная толща глинисто-алевролитовых пород апта, которая могла оказать влияние на обращенный профиль приведенных напоров в подстилающем базально-трансгрессивном природном резервуаре и в предперерывном неокоме (IX пласт).

До сих пор не находило аргументированного объяснения отсутствие нефти в VIII пласте нижнего мела над крупной по запасам залежью нефти в IX пласте нижнего мела Озек-Суатского месторождения, несмотря на незначительную толщину глинистого прослоя между пластами.

По данным И.Г. Киссина [3], приведенный к отметке -3300 м пьезометрический уровень в IX пласте скв. 52 Озек-Суат равен 244 м. При коэффициенте усиления Хабберта g_в / (g_в -g_н ) = 3 нефтяной потенциал на абсолютной отметке -3182 м составляет 3914 м.

В скв. 29 Озек-Суат нефтяной потенциал в VIII пласте нижнего мела на отметке -3158 м равен 3958 м, т.е. на 44 м выше такового в IX пласте, высота залежи в котором составляет ~ 40 м.

Таким образом, VIII пласт играет роль гидравлического экрана (нефтеупора). Формирование более высокого напора в VIII пласте обусловлено его вещественной неоднородностью и большой замкнутостью резервуара.

Подобным образом можно объяснить отсутствие нефти в VIII₁ пласте нижнего мела на Закумской площади. Так, приведенный напор в VIII₁ пласте нижнего мела в скв. 1, из которого получен приток чистой минерализованной воды, составляет 211 м. Из залегающего ниже на 10 м VIII₂ пласта получен приток нефти. Приведенный напор равен 186 м, т.е. на 25 м ниже.

Авторами проведен анализ гидродинамического режима нижнеапт-барремского водоносного резервуара (VIII₃₊₄ + IX пластов) по Подсолнечному и Курунтинскому нефтяным месторождениям. Объект анализа выбран в связи с его значительной удаленностью от основных разрабатываемых месторождений Прикумского нефтегазоносного района, нарушения гидродинамического равновесия на которых не могли бы оказать влияния на гидродинамический режим рассматриваемых месторождений. При расчетах использовались данные замеров пластовых давлений глубинными манометрами при испытании в эксплуатационной колонне и по кривой восстановления давления (КВД) при испытании перспективных горизонтов в открытом стволе, а также замеры избыточного статического давления на устье скважин, заполненных пресной водой. При этом проведен тщательный отбор тех результатов, достоверность которых не вызывала сомнений. Расчеты велись по формуле

Н= 10P_ПЛ+ Zg_B -3350 м,

где Н – абсолютная отметка приведенного уровня относительно плоскости сравнения на отметке -3350 м; Рпл – пластовое давление, МПа; Z – расстояние от точки замера пластового давления до плоскости сравнения, м; gв – плотность воды в пластовых условиях, кг/м³.

На рис. 3 хорошо прослеживается корреляция профилей приведенных напоров в скв. 10 Подсолнечная и скв. 1 Курунтинская.

Особого внимания заслуживают данные по Величаевскому месторождению. При испытании VIII1 пласта нижнего мела (3075,0-3082,5 м) в скв. 30, вскрытого в поле бесспорной нефтеносности как по данным кернового и промыслово-геофизического материала, так и по данным испытания близлежащих скважин, был первоначально получен интенсивный приток воды с начальным избыточным устьевым давлением на технической (пресной) воде, равным 3 МПа. По имеющимся материалам трудно установить условия, при которых произведен замер давления. После закачки радиоактивных изотопов была выявлена заколонная циркуляция из-за некачественного цементирования эксплуатационной колонны и как следствие сообщаемость между VIII₁ и VII пластами. По характеру результирующей кривой ГК утверждение о заколонной циркуляции не вызывает сомнения. VII пласт нижнего мела как коллектор присутствует на ограниченном участке в юго-западной части Величаевского поднятия. По характеру кривой ПС его проницаемость выше, чем в VIII₁ пласте, и сопоставима с таковой в VIII₂ и IX пластах. Глинистый раздел между VII и VIII₁ пластами имеет толщину 3-4 м. Если считать достоверным результат замера избыточного давления на устье, то пластовое давление в VII пласте на глубине 3055 м можно принять равным 33,5 МПа. Тогда приведенный напор в VII пласте составит: Н= 3055 + 300 + 275 • 1,060 - 3300 = 346 м. Приведенный напор в VIII пласте по данным скважины-первооткрывательницы 9 равен 260 м. Из расчета видно, что приведенный напор VII пласта превышает таковой в VIII пласте на 86 м. Очевидно, этим можно объяснить отсутствие нефти в VII пласте, являющемся гидравлическим экраном (покрышкой) над нефтяной залежью VIII + IX пластов.

1. Бурштар М.С., Назаров Д.А. Гидродинамические ловушки как новый резерв для поисков залежей нефти // Сов. геология. - 1973. - № 11. - С. 70-83.
2. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. – М.: Наука, 1996.
3. Киссин И.Г. Восточно-Предкавказский артезианский бассейн. – М.: Недра, 1964.

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕЛОВЫХ (НЕОКОМСКИХ) И ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА ЛИНИИ скв. 100 ПРАВОБЕРЕЖНАЯ – скв. 9 ПОВАРКОВСКАЯ(по данным В.А. Гвоздецкой)

1 – интервалы перфорации колонны; 2 – интервалы испытания в открытом стволе; 3 – замеры пластового давления: а – при испытании в открытом стволе по КВД, б – в колонне; 4 – профиль приведенных напоров