|
УДК 556.3:551.761.(574.14) |
Гидрогеологическая зональность триасовых вод Южного Мангышлака
В.П. КОТОВ, Н.А. ПАНЮТИНА (КазНИПИнефть)
На рассматриваемой территории поисково-разведочные работы на триасовые отложения проводятся в основном в пределах трех структурных элементов второго порядка: Жетыбай-Узеньской и Аксу-Кендырлинской тектонических ступеней, Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий. В верхнем триасе там отлагались терригенные породы, в среднем - вулканогенно-карбонатные, в нижнем - и те, и другие. Испытанием установлено, что основная продуктивная толща приурочена к средне-нижнетриасовым отложениям (рисунок).
Из триасовых пород зачастую независимо от гипсометрического положения скважин на структуре получали смешанные пластовые флюиды (газ+конденсат+вода, нефть+вода). Приток воды варьирует от единиц до 280 м3/сут через 7-мм штуцер при дебите газа 95 тыс. м3/сут и конденсата 7,2 м3/сут (скв. 26 Южный Жеты-бай). Для определения химического состава вод пробы отбирали из объектов, характеризующихся разной степенью интенсивности притока [2] - от низко- (1-10 м3/сут) до высокодебитных (более 50 м3/сут). Полученные данные свидетельствуют о пестроте типов вод в триасовом разрезе, их минерализации и плотностной характеристики. Тем не менее, Р.Г. Семашев отмечал снижение минерализации триасовых вод относительно юрских [4].
Литолого-физические исследования керна, проведенные в КазНИПИнефти и ИГиРГИ, говорят о том, что в продуктивной толще триаса развиты коллекторы трещинного, порово-трещинного и каверново-порового типов [3]. При получении воды или воды с нефтью и газом достоверность наличия пластовой воды несомненна только для высокодебитных объектов. В низкодебитных наряду с пластовой возможно получение смеси нефти с технической водой или только последней. На это указывают анализ результатов проводки скважин (поглощения промывочной жидкости разной степени интенсивности), промыслово-геофизические исследования (большие зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости) и данные пластоиспытания и опробования в скважинах [1].
Для определения достоверности получения пластовой воды и соответственно анализов вод учитывались интенсивность притока и отличие от технической воды, используемой для приготовления промывочной жидкости. Результаты анализов пластовых вод соотнесены с продуктивными пачками триаса в соответствии с их корреляционной схемой (М.Н. Коростышевский, В.П. Котов, 1978 г., Б.И. Титов, 1985 г.).
В целом по районам Жетыбай-Узеньской тектонической ступени и Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий от нижнеюрских до подошвы нижнетриасовых отложений фиксируется уменьшение минерализации пластовых вод от 156 до 25 г/л и их плотности от 1,11 до 1,012 г/см3. Воды здесь в основном хлоркальциевого типа. В нижней части вулканогенно-карбонатной толщи (пачки В - Г) на месторождении Южный Жетыбай установлены воды гидрокарбонатнонатриевого типа. В районах развития верхнетриасовых образований зафиксирована идентичность верхнетриасовых и нижнеюрских пластовых вод. Сходство их доказывается общей минерализацией (123-157 г/л), плотностью (1,08-1,11 г/см3) и компонентным составом. Их можно отнести к слабометаморфизованным (0,68-0,76). Отмечается снижение минерализации от района Жетыбай-Узеньской ступени к Песчаномысско-Ракушечной зоне поднятий. В этих водах хлор преобладает над натрием. Содержание сульфатиона и гидрокарбонатов составляет 0,02-0,35 % суммы катионов и анионов, тогда как кальция до 15 и магния до 3,8 %. Минерализация пластовых вод вулканогенно-карбонатных отложений среднего триаса резко снижается по сравнению с верхнетриасовыми. Однако и здесь можно выделить, за исключением некоторых районов, две толщи, отличающиеся по минерализации, типу вод и компонентному составу.
В верхней части вулканогенно-карбонатной толщи (пачки А - Б) минерализация варьирует в целом от 44 до 83 г/л, плотность -от 1,02 до 1,05 г/см3. Максимальная общая минерализация пластовых вод (до 108 г/л) фиксируется в районе площади Бектурлы и скв. 2 Северо-Западный Жетыбай, характеризующихся отсутствием верхнетриасовых отложений. Воды относятся к хлоркальциевому типу. В них преобладает хлор над натрием. Концентрация кальция и магния выше по сравнению с сульфатами и гидрокарбонатами. Несмотря на низкие плотность и минерализацию, воды по генезису относятся к зоне весьма затрудненного водообмена. Коэффициент метаморфизации низкий - 0,72-0,99.
В нижней части вулканогенно-карбонатной толщи (пачки В - Г) отмечается пестрота состава вод. Наряду с хлор-кальциевыми присутствуют гидрокарбонатнонатриевые (Южный Жетыбай, Нармаул, Тасбулат) и хлормагниевые (Тасбулат). Для них характерны невысокая плотность (1 -1,02 г/см3) и низкий коэффициент метаморфизации (1-1,1). Так же, как и в перекрывающих отложениях, здесь в водах хлор преобладает над натрием. Концентрация кальция и магния в пачках БВ - Г находится на уровне сульфатов, но несколько ниже, чем гидрокарбонатов (за исключением площади Бектурлы). В пластовых водах хлоркальциевого типа пачек БВ - Г по сравнению с водами пачек А - Б наблюдается уменьшение содержания сульфатов, однако в водах гидрокарбонатно-натриевого типа отмечается увеличение сульфатов и гидрокарбонатов. Присутствие в нижней части вулканогенно-карбонатной толщи пластовых вод с минерализацией и плотностью на уровне альб-сеноманской и морской, используемой для приготовления промывочной жидкости, при бурении скважин создает дополнительные трудности в определении достоверности испытания скважин и снижает информативность кривой СП.
Для установления характера пластового притока мы рекомендуем различать воды по процентному содержанию сульфатов. Доказано его резкое уменьшение в триасовых водах по сравнению с технической водой. Выявленный гидрохимический облик пластовых вод триасового разреза в совокупности с оценкой гидродинамической обстановки рассматриваемой толщи позволяет установить интервалы экранирующих пород.
Распределение пластовой энергии по триасовому разрезу можно фиксировать по изменению коэффициентов аномальности пластового давления Ка. Учитывая большие глубины залегания перспективных триасовых отложений (3000-5000 м) и несущественное изменение рельефа территории Южного Мангышлака (примерно до 150 м), погрешности в расчетах Ка от поверхности земли будут небольшие по сравнению с расчетом от нулевой отметки. Поэтому Ка вычисляется по фактической глубине интервала испытания.
Распределение Ка показывает, что в верхнетриасовых отложениях фиксируется примерно такое же (в основном 4 %) превышение пластового давления над условно гидростатическим, как и в нижнеюрских. Подобный факт в совокупности с единством гидрохимического облика этих вод свидетельствует о гидрогеологической общности нижнеюрско-верхнетриасовой толщи.
В верхней части вулканогенно-карбонатной толщи Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий отмечаются повышенные значения пластового давления по сравнению с перекрывающими отложениями. Различие составов средне- и верхнетриасовых вод говорит о наличии между ними экранирующей толщи. Можно считать, что флюидоупором в рассматриваемой тектонической зоне являются преимущественно аргиллитовые породы и низкопористая карбонатная пачка А, залегающие в кровле отложений среднего триаса. Замеры пластового давления в этой части разреза Жетыбай-Узеньской тектонической ступени показывают, что Ка достигает 1,04-1,05, т. е. находится на уровне верхнетриасовых и нижнеюрских. Однако различие гидрохимического облика этих вод подтверждает региональный характер экранирующих толщ. Многочисленные испытания карбонатных пород пачки А и керновые данные свидетельствуют о наличии коллекторов трещинного типа, характеризующихся низкими емкостно-фильтрационными свойствами. Дебит пластового флюида (преимущественно нефть и нефть+вода) составлял в большинстве случаев n*(0,1...1) м3/сут.
В нижней части вулканогенно-карбонатной толщи (пачки В, ВГ и Г) на площадях Придорожная, Южный Жетыбай Ка составляет 1,14-1,18. На других площадях южной части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени в этом разрезе Ка достигает 1,06-1,07. Это в сочетании с разным составом пластовых вод перекрывающих отложений и рассматриваемой толщи, несомненно, подтверждает наличие непроницаемых пород в разрезе пачек БВ и Б.
В районе Аксу-Кендырлинской тектонической ступени на триасовых отложениях залегают среднеюрские (ааленский ярус). Триасовые воды, как и юрские, представляют собой высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа. Общая минерализация достигает 161 г/л при плотности воды 1,1 г/см3, Ки составляет 1,06- 1,08, что незначительно превышает среднеюрский. Небольшое число определений состава вод и замеров пластового давления (причем только на одной площади) не позволяет говорить о гидрогеологической общности или разобщении этих отложений, хотя по компонентному составу их воды идентичны.
Изучение гидрогеологической обстановки триасовых пород свидетельствует об идентичности нижнеюрских и верхнетриасовых вод и различии пластовых вод в средне-и нижнетриасовых отложениях. Оно позволило выделить по разрезу и по площади Южного Мангышлака экранирующие толщи (в объеме пачек), определять характер пластовых вод по процентному содержанию сульфатов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Котов В.П. Пути повышения эффективности пластоиспытаний в триасовых отложениях Южного Мангышлака. // Труды КазНИПИнефти,- Грозный,- 1982.- Вып. 9.- С. 21-24.
2. Методические указания по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа / Г.А. Габриэлянц, А.М. Бриндзинский, А.Н. Золотов и др.- М.: ВНИГНИ.-1982.
3. Проняков В.А. Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов доюрских образований Южного Мангышлака. // Труды КазНИПИнефти.- Грозный.- 1983.- Вып. 10.- С. 11-13.
4. Семашев Р.Г. Гидрогеологические особенности нефтегазоносных триасовых отложений Южного Мангышлака. // Геология нефти и газа.- 1979.- № 12.- С. 29-35.
Таблица Нефтегазоносность триасовых отложений Южного Мангышлака:
|
Отдел |
Пачка |
Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий |
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень |
Аксу-Кендырлинская тектоническая ступень |
|
|||||||||||||||||
|
Ракушечно-мысская |
Северо-Ракушечная |
Адыр |
Жиланды |
Оймаша |
Северо-Западный Жетыбай |
Бектурлы |
Придорожная |
Южный Жетыбай |
Нармаул |
Западный Тасбулат |
Актас |
Тасбулат |
Западный Тенге |
Тенге |
Шин жир |
Туркменой |
Узень |
|
||||
|
Хумурунский блок |
Основной блок |
|||||||||||||||||||||
|
Темир баба |
|
|||||||||||||||||||||
|
T3 |
IV |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
III |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
II |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
I |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
T2 |
А |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АБ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
Б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
БЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
T1 |
В |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ВГ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Г |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
гд |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
д |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
1-отсутствие отложений; 2 - газо- (а) и нефтепроявление (б) в процессе бурения; притоки газа (тыс. м3/сут): 3 - 20, 4-20-100, 5 - 100-500, 6 - более 500, конденсата (м3/сут): 7 - 2, 8 - 2-10, 9 - 10-50, 10 - более 50, нефти (м3/сут): 11- 2, 12 -2-10, 13 - 10-50