К оглавлению журнала

  

УДК 553982·532311 8(574 12)

©И.М. МИХАЙЛОВ, 1990

Строение нефтяной залежи месторождения Тенгиз по данным геофлюидодинамики

И.М. МИХАЙЛОВ (ИГиРГИ)

В стратиграфическом разрезе месторождения Тенгиз выделяются два гидрогеологических этажа: нижний, или подсолевой, включающий отложения от нижней перми и, видимо, до протерозоя, и верхний, или надсолевой, объединяющий комплекс отложений от верхнепермских до антропогеновых.

Надсолевой гидрогеологический этаж характеризуется сравнительно низкими пластовыми давлениями, примерно соответствующими значениям гидростатических. Из всего комплекса пород верхнего этажа исследованы лишь водоносные горизонты альб-сеноманских отложений. Их изучение проводилось целенаправленно для выяснения гидрогеологических условий в связи с поисками подземных вод для технического водоснабжения Тенгизской группы месторождений.

Глубина залегания кровли альб-сеноманского водоносного комплекса в границах месторождения составляет примерно 600–700 м, увеличиваясь с севера на юг. Он состоит из 5–8 песчаных горизонтов, разделенных глинистыми прослоями. Общая мощность песков составляет в среднем 150 м при общей мощности пород альб-сеноманского возраста 562–690 м. Сверху комплекс изолирован мощной водоупорной толщей турон-палеогеновых отложений (450–670 м), а снизу – глинами аптского возраста. Отличительными его особенностями являются повсеместное распространение в пределах юго-восточной части Прикаспийской впадины, постоянство высоких фильтрационных свойств и водообильности. По содержанию солей воды относятся к рассолам, минерализация которых составляет 123–133 г/л.

По мнению многих исследователей, областью питания данного водоносного комплекса является Урало-Мугоджарское горно-складчатое сооружение, находящееся в 320–360 км к востоку от Тенгизской площади. Движение подземных вод происходит в западном и юго-западном направлениях в сторону Каспийского моря. Такое представление о движении пластовых вод надсолевых отложений вообще и альб-сеноманского гидрогеологического комплекса в частности нами не разделяется. Данный вопрос требует специального обсуждения и здесь не рассматривается.

Пластовые воды нижнего гидрогеологического этажа непосредственно в пределах Тенгизского месторождения еще не вскрыты. Все пробуренные скважины, в том числе и самая глубокая на сегодня скв. 10 (5413 м), не вышли из нефтяной залежи.

Судя по замерам пластовых давлений в нефтяной залежи, для нижнего гидрогеологического этажа характерны весьма высокие пластовые давления. Если в надсолевых отложениях эти значения близки гидростатическим, то в подсолевых они превышают их на 35–40 МПа. При этом абсолютные значения пластовых давлений достигают 90,11 МПа (скв. 10, глубина 5413 м).

Пластовые воды подсолевой части разреза (отложения каменноугольного и нижнепермского возраста) изучены на прилегающих к Тенгизу площадях Пустынная и Каратон, где они представлены крепкими рассолами, минерализация которых достигает 320 г/л. Гидрогеологические данные по Каратонской площади, характеризующие разрез от турнейского до нижнепермского возраста, свидетельствуют о гидравлической связи этого диапазона отложений. Этот вывод основан на сходстве химического состава пластовых вод, а также на равенстве значений их потенциалов.

О гидрогеологическом строении подсолевого резервуара в пределах Тенгизского месторождения можно судить по имеющимся данным о пластовых давлениях, которые получены в результате непосредственных замеров глубинными манометрами или расчетным путем по трубным устьевым давлениям. Установить степень соответствия их природным первоначальным значениям пластовых давлений практически невозможно. Это обусловлено не только техническим состоянием скважин, технологией и качеством замеров, но и искажением начальных значений пластовых давлений в околоствольной зоне при проводке скважин (В.И. Титов, 1983 г.).

Данные о значениях пластовых давлений, полученные при исследовании скважин, содержатся во многих фондовых работах. Наиболее полная сводка их выполнена в ВолгоградНИПИнефти В.К. Муратовым (таблица). Из таблицы видно, что значения давлений в нефтяной залежи существенно превышают гидростатические. Это, по принятой ныне градации, позволяет относить их к аномально высоким пластовым давлениям (АВПД).

Основываясь на величинах давлений пластовых флюидов в подсолевых отложениях, можно сделать следующие два основных вывода: 1) изолированность рассматриваемого подземного резервуара от зоны свободного водообмена; 2) опускание земной коры в пределах Тенгизского месторождения относительно дневной поверхности.

Доказательством изолированности вмещающего нефтяную залежь резервуара служит само наличие АВПД, которое образуется и сохраняется лишь в изолированных резервуарах, т. е. в условиях, когда скорость нарастания пластовых давлений равна или превышает скорость их релаксации до значений гидростатических давлений.

Вывод об опускании земной коры в пределах Тенгизского месторождения базируется на ранее установленной зависимости пластовых давлений от направленности и интенсивности современных вертикальных перемещений земной коры (И.М. Михайлов, 1987 г.). В общем виде она сводится к тому, что на опускающихся участках в изолированных резервуарах пластовые давления выше, а на воздымающихся ниже гидростатических. При одинаковой степени изолированности подземных резервуаров от зоны свободного водообмена, что может иметь место в отдельных блоках локальных структур, соотношение величин приведенных давлений зависит от направленности относительных перемещений этих резервуаров при вертикальных движениях земной коры.

На основании данных таблицы был построен график изменения абсолютных значений пластовых давлений с глубиной (рис. 1). При этом оказалось, что точки значений пластовых давлений не укладываются в линию нефтестатической их составляющей (при rн=632 кг/м3), как это должно быть в едином резервуаре со свободной гидравлической связью между его отдельными участками. Различие в приведенных давлениях или то же самое в потенциалах (со снятой нефтестатической составляющей) достигает 5,2 МПа (скв. 23, 43), что может быть связано либо с неточностью определения пластовых давлений при замерах, либо с гидродинамической разобщенностью резервуара, либо и с тем и с другим. С целью выяснения данного вопроса было проанализировано изменение потенциалов нефтей (приведенных давлений) по площади распространения залежи. В результате оказалось, что скважины с относительно близкими значениями потенциалов расположены не хаотично, а группируются по зонам (рис. 2). По имеющимся данным выделяются четыре такие зоны, или гидроблока. Центральный, северный и южный имеют северо-восточное простирание, поперечный – северо-западное.

Центральный гидроблок трассируется скв. 5–11, 17, 39, 41, 44. Отличительной его особенностью является то, что почти во всех расположенных здесь скважинах потенциалы пластовых нефтей имеют примерно равные значения. Исключение составляют скв. 8, 10 и 41. В первой из них зафиксированы самые низкие для этой зоны значения потенциалов нефти, по сравнению с фоновыми они ниже на 1,4 МПа, в скв. 41 ниже на 0,6, а в скв. 10, наоборот, выше на 0,6. Если замеренные давления соответствуют пластовым, то фиксируемое различие в значениях потенциалов нефтей следует связывать с гидравлической обособленностью участков залежи в местах расположения этих скважин. Северный гидроблок (скв. 40, 42, 43) характеризуется самыми низкими значениями потенциалов пластовых нефтей. Вместе с тем величины потенциалов здесь существенно различны, что может быть связано с гидравлической неоднородностью данного гидроблока. Низкие значения и их большая дифференциация могут быть связаны и с неточностью замеров пластовых давлений. Однако величины потенциалов здесь столь малы по сравнению с южнее расположенным центральным гидроблоком, что, несмотря на возможные ошибки, они в целом отражают реальные пластовые условия. При этом исходя из меньших величин потенциалов нефтей напрашивается вывод об его относительном воздымании. Естественно, что в случае унаследованности новейших тектонических движений северный гидроблок будет приподнят относительно центрального.

Южный гидроблок так же, как и северный, неоднороден. Различие значений потенциалов нефтей дает основание полагать, что скв. 23, 27, 38 находятся в обособленных участках залежи. По сравнению с центральным гидроблоком потенциалы нефти здесь имеют большие значения, что указывает на его относительное опускание.

Поперечная гидрогеологическая зональность подсолевых отложений Тенгизского месторождения видна на примере клинообразного гидроблока в поле скв. 1, 14, 29. Судя по соотношению величин потенциалов пластовой нефти данный гидроблок по отношению к рассекаемым им южному и частично центральному воздымается.

Таким образом, подземный резервуар, вмещающий нефтяную залежь, состоит из отдельных изолированных друг от друга участков. Количественно степень гидравлической изолированности на основании имеющихся данных не поддается определению. Вероятно, в каждом конкретном случае она будет разной и может быть установлена лишь при непосредственных наблюдениях в эксплуатационных скважинах. В свою очередь все эти участки изолированы от зоны свободного водообмена, о чем уже говорилось выше, а также от подземных резервуаров смежных с Тенгизской площадей. Так, нет связи с южной площадью, о чем свидетельствует тот факт, что в ее подсолевых отложениях пластовые давления близки гидростатическим. Нет связи и с Каратонской площадью.

Этим объясняется неудачная попытка использовать величины давлений пластовых вод в подсолевых отложениях Каратонской площади для определения отметки ВНК Тенгизской залежи. Положение ВНК выяснялось по превышению давления в нефтяной залежи над давлением пластовой воды Каратонской площади на тех же самых отметках, т. е. по величине избыточного давления. При этом достоверность определения отметки ВНК ставилась в зависимость от единства и свободной связи карбонатных резервуаров Тенгизской и расположенной примерно в 30 км к северо-западу от нее Каратонской площадей. Исходя из такого допущения положение ВНК на Тенгизской площади было определено в интервале глубин 4950–5050 м (В. И. Титов, 1983 г.). Однако положение ВНК в указанном интервале глубин в дальнейшем не подтвердилось, о чем свидетельствуют результаты бурения скв. 10, которая, достигнув глубины 5413 м, не вышла из нефтяной залежи.

При гидравлической блокировке подсолевой залежи важным является вопрос о ее однородности по стратиграфическому разрезу. Решение его не представляет сложности при наличии замеров давлений в разных интервалах продуктивного разреза одной и той же скважины. Очевидно, при свободном сообщении по разрезу залежи потенциалы пластовой нефти будут иметь одинаковые значения, или величины абсолютных значений пластовых давлений в точках замера будут отличаться на величину давления столба пластовой нефти высотой, равной вертикальному расстоянию между этими точками. При отсутствии же свободной связи между отдельными продуктивными частями разреза потенциалы пластовых нефтей будут иметь разные значения. В скважинах на Тенгизском месторождении исследовались, как правило, единичные интервалы (нижняя часть вскрытого разреза). Поэтому достоверно ответить на поставленный вопрос не представляется возможным.

Если допустить, что в пределах выделенных гидроблоков отсутствует их дополнительная дифференциация, то для выяснения характера изменения потенциалов пластовой нефти по разрезу, а следовательно, и сообщаемости отдельных частей продуктивного разреза можно воспользоваться замерами пластовых давлений в нескольких расположенных здесь скважинах. Наиболее представительным для этих целей является центральный гидроблок ввиду его большой однородности и сравнительно хорошей изученности. Потенциалы пластовой нефти в близко расположенных здесь скв. 5–7, 11, 39 практически одинаковы. Исследованиями охвачен интервал от 4625 (скв. 6) до 3949 м (скв. 39), т. е. 677 м. Исходя из этого можно предположить, что в указанном интервале разреза существует свободная гидравлическая связь. Однако такой вывод нельзя считать достоверным. Причиной служат большие перекрывающиеся испытанием интервалы опробования продуктивного разреза в скважинах. Поэтому нельзя исключить возможность создания давления в стволе скважин одним и тем же наиболее флюидоемким горизонтом. Более определенный вывод в этом случае может быть получен лишь при поинтервальном опробовании продуктивного горизонта.

На основании имеющихся материалов невозможно однозначно ответить на вопрос о связи между разными частями продуктивного разреза и выяснить причину гидравлической блокировки залежи. Наличие связи по разрезу позволило бы говорить о блокировке ее непроводящими разломами, а при отсутствии связи – изменчивостью коллекторских свойств вмещающих пород. По опыту работ в других регионах представляется более реальным второй вариант. Изменчивость коллекторских свойств пород может быть связана с их литологической неоднородностью, обусловленной вертикальными перемещениями отдельных участков Тенгизской структуры в период осадконакопления, а также последующими вторичными процессами. Гидроблоковое строение подсолевого резервуара, вмещающего нефтяную залежь Тенгизского месторождения, находит отражение в современной морфоструктуре (см. рис. 2). Так, В.Г. Можаевой при дешифрировании космоаэрофотоснимков месторождения с использованием широкого набора дистанционной информации в различных зонах спектра выделены линеаменты северо-западного и северо-восточного простирания. По северовосточным линеаментам, имеющим рельефообразующее значение и отчетливо выраженным морфологически, намечаются новейшие сбросы с погруженными северозападными крыльями. При сравнении положения в плане блоков, ограниченных линеаментами, и гидроблоков видно их примерное совпадение.

Таким образом, проведенный анализ и обобщение имеющихся в настоящее время гидрогеологических материалов по месторождению Тенгиз и примыкающим к нему площадям позволяют сделать следующие выводы:

в стратиграфическом разрезе месторождения Тенгиз выделяются два гидрогеологических этажа: верхний – надсолевой и нижний – подсолевой;

для верхнего гидрогеологического этажа характерна сравнительно невысокая минерализация пластовых вод, а также низкие, близкие гидростатическим, значения пластовых давлений;

нижний гидрогеологический этаж отличается аномально высокими пластовыми давлениями, а также высокой минерализацией пластовых вод;

вмещающий нефтяную залежь подземный резервуар гидравлически изолирован как от зоны свободного водообмена, так и прилегающих к нему площадей;

резервуар состоит из отдельных гидроблоков, связь между которыми затруднена или отсутствует;

гидроблоковое строение резервуара находит отражение в блоковой морфоструктуре земной поверхности;

изолированность гидроблоков связана, вероятно, с изменчивым литофациальным составом подсолевых отложений, вызванным тектонической блокировкой Тенгизской структуры в период осадконакопления и вторичными процессами литогенеза.

Наиболее важным в практическом отношении выводом, который следует из анализа данных о пластовых давлениях, является положение о гидравлической неоднородности нефтяной залежи в подсолевых отложениях Тенгизского месторождения. Такое заключение пока диаметрально противоположно представлениям ряда исследователей, полагающих, что месторождение Тенгиз “является единым гидравлически связанным и массивным” (А.С. Кожбаев, 1987 г.). Между тем данный вопрос имеет принципиально важное значение, особенно для уточнения запасов нефти и попутного газа, а также при разработке залежи.

В заключение необходимо подчеркнуть, что достоверность изложенных результатов геофлюидодинамических исследований так же, как и тех, которые будут сделаны при проведении дальнейших работ, зависит от представительности исходного фактического материала. В связи с этим возникает необходимость обратить внимание производственных организаций на получение качественных фактических данных в достаточных для научного анализа количествах. Основным требованием геофлюидодинамических исследований является проведение высокоточных поинтервальных замеров пластовых давлений по каждой скважине и в различных частях продуктивного разреза. При испытании водоносных горизонтов обязательным должен быть также отбор проб вод, соответствующих составу пластовых вод, т. е. лишенных примесей фильтрата бурового раствора.

Abstract

As is apparent from the magnitudes of formation pressure, the oil pool of the Tengiz field is isolated both from the zone of free water exchange and from subsurface reservoirs of adjacent areas. The pattern of the change m values of formation oil potentials within the pool extent area points also to hydraulic isolation of its individual parts. The presence of both longitudinal (northwestern trend) and transverse hydroblocks is noted. The identified hydroblocks coincide in plan with blocks restricted by zones of lineaments in aerocosmophotoes.

Значения давлений пластовой нефти

Номер скважины

Интервал продуктивного пласта, м

Глубина замера пластового давления, м

Пластовое давление, МПа

1

4054–4095

4069

79,29

4

3960–4247

4000

80,73

5

4060–4160

4200

81,53

6

4020–4625

4294

82,32

7

3969–4237

3968

80,07

8*

4938–4378

4117

79,56

9

3867–4026

3870

79,47

11

4062–4171

4097

81,14

14

4082–4101

3960

78,66

17

4842–5100

4840

85,98

23

4150–4216

4130

82,89

27

3972–4025

3959

80,42

29

4148–4446

4118

78,90

38

4802–5004

4805

86,13

39

3949–4400

4224

81,71

40*

4445–4848

4497

80,41

41

4434–5000

4639

83,90

43*

4410–4840

4448

79,75

44

4090–4690

4397

82,82

10*

5125–5413

5413

90,11

42*

4254–4558

4558

82,44

* Давление замерено глубинным манометром

Рис. 1. График изменения пластового давления (рпл) с глубиной (H):

1 – номер скважины, 2 – линия равных значений потенциалов пластовой нефти

Рис. 2. Схематическая карта гидродинамической зональности нефтяной залежи подсолевых отложений:

1 – изогипсы по кровле артинских отложений (К.А. Даулетов, 1986 г.), м; зоны линеаментов (В.Г Можаева, 1988 г.), соответствующие. 2 – предполагаемым сбросам; 3 – глубинным разломам; 4 – в числителе – номер скважины, в знаменателе – относительное значение потенциала пластовой нефти, МПа; скважины 5 – ликвидированные, б – находящиеся в бурении; гидроблоки: I – северный, II – центральный, III – южный, IV – поперечный