|
УДК 553.981:532.5(575.4-11) |
Гидродинамические особенности месторождений газа Восточной Туркмении
С.Н. АЛЕХИН (Туркм. фил. ВНИИгаз)
Динамика подземных вод погруженных горизонтов подчинена энергетическим ресурсам элизионных систем, из которых происходит отток седиментационных вод [3]. Для оценки уровня пластовой энергии предлагается использовать коэффициент аномальности пластового давления (КАПД) - отношение наблюденного пластового давления к условному гидростатическому. Он, как и АВПД [4], отражает энергетический уровень элизионной системы изучаемого объекта и может быть привлечен к оценке динамики процесса в пределах не только локальной площади, но и крупных геотектонических элементов [1]. Наибольшие значения КАПД, отождествляемые с высоким энергетическим уровнем, тяготеют к погруженным областям гидрогеологического бассейна, областям газогенерации. Значения КАПД постепенно уменьшаются к бортовым зонам бассейна - зонам газонакопления. В этом же направлении происходит миграция пластового флюида. Нарушение зонального распределения КАПД фиксируется на участках гидродинамической связи водонапорных комплексов, обусловливающей либо дополнительный приток пластовой энергии, либо ее разгрузку.
Убедительность выводов о КАПД подтверждается построениями по единому водонапорному комплексу (горизонту), состоящему из гидродинамически связанных толщ. В Восточной Туркмении к таковым относятся региональные продуктивные горизонты в нижнеготеривских песчаниках (шатлыкский горизонт) или продуктивные горизонты (VII-X) в подсолевых келловей-оксфордских карбонатных отложениях.
На газовом месторождении на величину КАПД может оказать влияние высота залежи. Этот эффект исключается приведением расчетных значений КАПД на плоскость ГВК.
Анализ КАПД по газовым месторождениям Восточной Туркмении позволил установить, что месторождения, несмотря на сходство геолого-структурных и гидрогеологических условий, имеют только им присущие гидродинамические черты. Они выражаются в направленности динамики энергии пластового флюида, наличии гидродинамических «окон», интенсивности воздействия гидрогеологического бассейна на газовую залежь и т. д. Все это имеет значение не только для познания процессов формирования залежи [2], но и для ее последующей эксплуатации.
В качестве примера рассмотрим гидродинамические особенности типичных газовых месторождений Восточной Туркмении, подготовленных к опытно-промышленной эксплуатации.
Месторождение Гугуртли, расположенное на востоке региона, состоит из девяти основных залежей. Этаж газоносности около 1000 м (1250-2184 м), он объединяет отложения от нижней юры до альба. Месторождение представляет собой единую гидродинамическую систему, но с различной интенсивностью связи между отдельными залежами. Такое явление характерно для месторождений, формирование которых шло при латерально-ступенчатой миграции газа. По значениям КАПД (табл. 1), имеющим флуктуации от 1,03 до 1,14, четко намечаются три комплекса, гидродинамическая связь между которыми несколько ослабленная: нижнеюрско-оксфордский (горизонты XVIII-XV), кимеридж-барремский (XIV-XIII) и апт-альбский (ХПН-XI). Комплексы разобщены флюидоупорами, фиксируемыми максимальными значениями КАПД (1,11, 1,14 и 1,06) в их кровельной части.
Наиболее герметичные флюидоупоры над верхним (КАПД-1,11) и между верхним и средним (1,14) комплексами. Между средним и нижним комплексами возможно существование гидродинамической связи, так как значения КАПД менее контрастны (1,06 в XV и 1,05 в XIVH горизонтах). Наличие вертикальных перетоков доказывается площадными изменениями КАПД в пределах залежи XV горизонта. Залежь XV горизонта заключена в карбонатных келловей-оксфордских отложениях. На рис. 1 на фоне значений КАПД 1,05-1,08 четко выделяются четыре аномальных поля. Представительным является центральное, оконтуренное скв. 5, 6, 18, 411, 413. Значения КАПД здесь самые низкие и изменяются от 1,04 до 0,92. Такие условия типичны при нарушении герметичности флюидоупора и перетоке части пластовой энергии в вышезалегающий горизонт. Поле тяготеет к сводовой части структуры, где не исключается нарушение герметичности флюидоупора при ее формировании. В пределах отрицательного поля условия дренирования залежи ожидаются иными, более интенсивными, которые необходимо учитывать при проектировании дебитов и установлении технологических режимов работы скважин. Рядом с отрицательным аномальным полем контрастно выделяется положительная аномалия со значениями более 1,09 (скв. 401, 420). Она обусловлена поступлением пластового флюида из нижезалегающего комплекса, где пластовое давление выше. В целом XV продуктивный горизонт, несмотря на частое чередование коллекторов и неколлекторов, имеет равномерное распределение КАПД по площади и на глубину, что является следствием активной гидродинамической связи газовмещающих пластов внутри его.
Своеобразны гидродинамические особенности Даулетабад-Донмезского месторождения. Оно находится на юге республики. Продуктивный горизонт (нижнеготеривские песчаники) погружается к северо-западу, от 2400 до 3400 м. Пластовые давления изменяются в широком диапазоне, от 35 (скв. 12) до 41,5 МПа (скв. 24). Мощность продуктивного горизонта небольшая и варьирует от нескольких до 40 м. Залежь полнопластовая. На площади месторождения выделяются тектонические нарушения, которые обусловливают блочное строение залежи и сложный контакт газ - вода. Предполагают, что блоки изолированы друг от друга и каждый имеет свой ГВК. На востоке граница месторождения условная. Имеются предпосылки, что восточная граница месторождения гидродинамически изолированная [2, 6].
Характер распределения КАПД показывает гидродинамическое единство залежи с весьма сложным и неустойчивым равновесием контакта газ-вода. КАПД колеблется от 1,04 до 1,32 (рис. 2). Высокие значения его на юге месторождения. Наблюдается закономерное изменение КАПД по площади. Зона с высокими его значениями (более 1,25) прослеживается к западу до месторождения Хангирен (Иран), где значения КАПД более 1,28. В пределах Даулетабад-Донмезского месторождения эта зона рассекается тектоническими нарушениями и прослеживается в северо-восточном и восточном направлениях. Продуктивный горизонт между ними водоносный. Такое распределение энергии пластового флюида дает основание наметить схему формирования месторождения.
Месторождение образовалось, возможно, за счет дальней струйной миграции свободного газа со стороны Предкопетдагского прогиба по Меанинскому валу. В пределах Даулетабад-Донмезского месторождения газ мигрировал вдоль зоны разломов, где вторичная трещиноватость обусловила наиболее благоприятные емкостно-фильтрационные свойства пород. При вторжении свободный газ, постепенно вытесняя и отжимая подземные воды из пласта готеривских песчаников, мигрировал к северу и югу. В восточном направлении движение газа шло по восстанию, а в северном, сконцентрировавшем - более мощный поток газа, - по падению готеривских песчаников.
Вероятность движения газа по падению продуктивного горизонта доказывается изменением пластового давления (табл. 2). В направлении падения пласта наблюдается не увеличение давления флюида, как обычно, а уменьшение его с постепенным выравниванием к контуру ГВК. Давление газа в пласте в верховьях потока (скв. II, 24) на 3,55 МПа выше, чем в низовьях (скв. 41), хотя продуктивный горизонт погрузился почти на 300 м. Рассечение потока зоной разломов по двум направлениям обусловило защемление подземных вод между ними.
На восточной периферии месторождения четко обособляется изолиниями КАПД еще один поток газа. Он, в отличие от предыдущих, имеет северо-западное направление миграции и, как и северный, тоже мигрирует по падению пласта. Наличие потока подтверждается тектоническими и геохимическими признаками. Наибольшие значения КАПД в этом потоке (скв. 28, 54 и др.) тяготеют к кольцевой зоне разломов, где в составе газа содержится до 1 % сероводорода. Изолированность северо-западного потока от зоны газо- генерации в готеривском продуктивном горизонте и перечисленные факты предопределяют здесь иные условия формирования промышленных концентраций газа. Предполагается, что источником его формирования послужил переточный сероводородсодержащий газ из подсолевых юрских отложений, для которых сероводород - компонент типичный (месторождения Астанабаба, Учаджи, Яшлар и др.). Вертикальному перетоку газа на этом участке по зоне разломов способствовало выклинивание пластичных эвапоритовых отложений - регионального флюидоупора. Данная точка зрения ранее обоснована Г.И. Амурским и Н.Н. Соловьевым (1982 г.) по истории тектонического развития района и составу газа.
Условия формирования месторождения, его структурно-тектонические особенности предопределили и своеобразие контакта газ - вода. В отличие от сторонников предположения о блочном строении месторождения автор считает, что месторождение имеет единую гидродинамическую связь по всей площади, но с различным уровнем пластовой энергии в различных его частях. Оно находится под активным воздействием водонапорной системы, граница с которой весьма условна и определяется подвижным гидродинамическим равновесием газ - вода.
В центральной части Восточной Туркмении в последние годы открыта группа месторождений неполнопластового сводового типа: Сейраб, Учаджи, Восточный Учаджи, Бешкызыл на крупном Учаджи-Кулачском валу. Промышленная газоносность их связана с песчаниками нижнеготеривского возраста. Характерной особенностью района является заметное сокращение мощности продуктивных песчаников к востоку и югу от 90 м до полного замещения их непроницаемыми соленосными и глинистыми отложениями на площади Кулач [5]. Песчаники обладают хорошими емкостными свойствами. Пористость их изменяется в небольших пределах (22-23,4 %), проницаемость от 0,21*10-3 (Сейраб) до 0,531*10-3 мкм2 (Восточный Учаджи).
Особенности изменения емкостно-фильтрационных свойств продуктивного горизонта, его положение в зоне газогенерации обусловили особенности гидродинамической связи между залежами. Между Сейрабом и Учаджи, расположенными в западной части вала и удаленными друг от друга на 20 км по сводам, установилось гидродинамическое равновесие. Оно выражено в близких значениях отметок ГВК, пластовых давлений и соответственно КАПД, равного 1,04 (табл. 3). К востоку в направлении погружения продуктивного горизонта давление увеличивается, возрастают отметки положения ГВК и КАПД достигает соответственно величин 1,06-1,08. Такое распределение КАПД, отметок ГВК и пластовых давлений определяет преимущественное направление струйной миграции газа с востока на запад с постепенным заполнением ловушек, встречаемых на пути потока [2].
Характер планового распределения КАПД по месторождениям позволяет предположить следующее. На Учаджи и Сейрабе в настоящее время установилось гидродинамическое равновесие с водонапорной системой. По всей площади значения КАПД имеют очень небольшие колебания (табл. 4). Они возможны лишь при активном воздействии водонапорной системы в условиях равномерно высоких фильтрационных свойств пород как в контурной, так и в законтурной части залежи. К востоку с ухудшением емкости пласта и приближением к зоне газогенерации условия распределения КАПД иные (см. табл. 4). Отмечаются уже существенные колебания КАПД, от 1,04 до 1,08 на Восточном Учаджи. Повышенные значения КАПД на Восточном Учаджи фиксируются в юго-восточной части месторождения, т. е. ближе к источнику струйной миграции газа.
Таким образом, распределение КАПД в газовых залежах Восточной Туркмении свидетельствует о различном гидродинамическом равновесии с окружающими их подземными водами, что обусловлено продолжающимися здесь активными процессами формирования газовых залежей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Алехин С.Н. Коэффициент аномальности пластового давления при оценке газоносности платформенной части Туркменистана. - Геология нефти и газа, 1980, № 6, с. 20-26.
2. Алехин С.Н„ Халылов М. К формированию газа в шатлыкском горизонте Юго-Восточной Туркмении. - Изв. АН ТССР, сер. физ. техн., хим. и геол. наук, 1982, № 2, с. 74- 82.
3. Карцев А.А. Гидрогеологические условия формирования пластовых давлений в водоносных комплексах., - Изв. вузов. Сер. нефть и газ, 1975, № 7, с. 7-9.
4. Кучерук Е.В., Шендерей Л.П. Современные представления о природе аномально высоких давлений. Обзор. М., ВИНИТИ, 1975.
5. О выделении керкинского горизонта в неокомском газоносном комплексе Амударьинской синеклизы / Г.И. Амурский, С.Н. Алехин, Н. Н. Соловьев и др. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб. ВНИИЭгазпрома, 1981, вып. 6, с. 1-6.
6. Семашев Р.Г., Гончаров В.С., Ганиев Б.X. Роль гидродинамического фактора в формировании Даулетабад-Донмезской зоны газонакопления. - Газовая промышленность, 1980, № 12, с. 16-18.
Поступила 11/1Х 1983 г.
Таблица 1 Значения КАПД залежей месторождения Гугуртли
|
Горизонт |
Глубина кровли, м |
КАПД |
|
Альбский X |
1255 |
1,11 |
|
Аптский, XIIв |
1460 |
1,08 |
|
XIIн |
1516 |
1,07 |
|
Барремский, XIII |
1609 |
1,14 |
|
Валанжин-готеривский, XIVb |
1687 |
1,11 |
|
Кимеридж-титонский, XIVh |
1794 |
1,05 |
|
Келловей-оксфордский, XV |
1849 |
1,06 |
|
Нижне-среднеюрский, XVII |
2151 |
1,05 |
|
XVIII |
2184 |
1,03 |
Таблица 2 Изменение давления по потокам газа на Даулетабад-Донмезском месторождении
|
Скважина |
Глубина исследования, м |
Пластовое давление, МПа |
КАПД |
|
Поток газа северного направления |
|||
|
24 |
3228 |
43,0 |
1,33 |
|
25 |
3578 |
41,1 |
1,15 |
|
41 |
3572 |
39,5 |
1,1 |
|
Поток газа северо-западного направления |
|||
|
28 |
2942 |
38,2 |
1,3 |
|
32 |
3121 |
38,1 |
1,22 |
|
49 |
3188 |
37,2 |
1,17 |
|
Поток газа восточного направления |
|||
|
5 |
3096 |
39,0 |
1,3 |
|
6 |
3014 |
39,0 |
1,29 |
|
18 |
2930 |
37,1 |
1,28 |
Таблица 3 Значения КАПД на месторождениях Учаджи-Кулачского вала
|
Месторождение |
Отметка ГВК, м |
Давление, МПа |
КАПД |
|
Сейраб |
-2349 |
26,4 |
1,04 |
|
Учаджи |
-2350 |
26,3 |
1,04 |
|
Восточный Учаджи |
-2372 |
27,3 |
1,06 |
|
Бешкызыл |
-2540 |
29,8 |
1,08 |
Таблица 4 Значения КАПД на месторождениях Учаджи и Восточной Учаджи
|
Скважина |
Глубина, м |
Давление, МПа |
КАПД |
|
Учаджи |
|||
|
3 |
2516 |
26,3 |
1,04 |
|
7 |
2560 |
26,2 |
1,04 |
|
8 |
2541 |
26,6 |
1,04 |
|
11 |
2560 |
26,6 |
1,04 |
|
Восточный Учаджи |
|||
|
11 |
2564 |
27,3 |
1,06 |
|
12 |
2570 |
27,8 |
1,08 |
|
13 |
2568 |
26,6 |
1,04 |
|
15 |
2561 |
27,2 |
1,06 |
Рис. 1. Схема распределения КАПД в XV продуктивном горизонте месторождения Гугуртли.
1 - скважина, в числителе - номер, в знаменателе - значение КАПД; 2 - скважина с аномальным значением КАПД; 3 - изолиния КАПД; 4 - контур ГВК
Рис. 2. Схема распределения КАПД в шатлыкском продуктивном горизонте Даулетабад-Донмезского месторождения.
1-скважина, в числителе - номер, в знаменателе - значение КАПД; 2 - скважина с информацией, исключающей закономерность; концентрация сероводорода в газе (%): 3 - 1-0,1, 4 - 0,1-0,01, 5 - 0,01-0,001, 6 - менее 0,001; 7 - доминирующее направление потока газа; 8 - граница влияния потоков; 9 - зона узко направленной миграции газа; 10 - контур ГВК (внутренний и внешний); 11 - зона разломов; 12 - изолиния КАПД; 13 - изогипсы по кровле продуктивного горизонта, м