| К оглавлению журнала | |
|
УДК 553 .982. 532.311 8(574. 12) |
© Ю . П. ГАТТЕНБЕРГЕР, 1990 |
Строение нефтяной залежи
месторождения Тенгиз по данным о пластовом давленииЮ.П. ГАТТЕНБЕРГЕР (ВНИИнефть)
Материалы о пластовом давлении подземных флюидов нередко успешно используются для уточнения геологического строения залежей нефти и газа, в том числе для оценки положения флюидальных контактов, выявления барьеров проницаемости и изолированных блоков, характеристики неоднородности коллекторов и др. Особенно информативными могут быть эти материалы для массивных залежей большой высоты в сложнопо-строенных карбонатных породах, к которым относятся Тенгизская и другие залежи подсолевого комплекса Прикаспийской впадины.
В статье И.М. Михайлова “Строение нефтяной залежи месторождения Тенгиз по данным геофлюидодинамики” предпринята попытка использовать материалы о пластовом давлении для расшифровки важных черт геологического строения этого месторождения. Основываясь на характере зависимости пластового давления от глубины, автор считает возможным выделить в пределах залежи несколько гидроблоков, изолированных друг от друга и обладающих разными потенциалами (приведенными давлениями). Фактические данные для такого заключения приведены в
табл. 1 и на рис.1 статьи И. М. Михайлова. Различия приведенных давлений им связываются с неточностью определения пластовых давлений при замерах, с гидродинамической разобщенностью резервуара либо и с тем, и с другим. Эти соображения были бы справедливыми, если бы все замеры пластового давления отражали начальные условия, не измененные отбором пластовой нефти. Для Тенгизского месторождения, где в 1985–1986 гг. работала с большим дебитом скв. 37, эти условия не выдержаны.График зависимости пластового давления от глубины (см.
рис. 1 статьи И. М. Михайлова) отражает следующие характерные особенности Тенгизской залежи. Во-первых, большинство точек группируется вдоль одной линии (скв. 9, 7, 27, 4, 11, 5, 39, 6, 44, 41, 38, 17, 10), ее уклон соответствует нефтестатистической составляющей пластового давления при плотности пластовой нефти около 632 кг/м3. Эти скважины охватывают практически всю площадь залежи. Замеры давлений в большинстве скважин выполнены до начала работы скв. 37, т. е. отражают начальные пластовые условия. Во время и после окончания работы скв. 37 выполнены замеры в скв. 39, 6, 27, 10. Однако, эти скважины наиболее удалены от источника возмущения (например, расстояние от скв. 37 до ближайшей скв. 6 превышает 7,5 км, а до остальных значительно больше) и, видимо, также характеризуют начальное пластовое давление. Таким образом, большинство точек на графике характеризует эпюру начального пластового давления, не затронутого влиянием работы скв. 37, причем вид эпюры одинаков для всей залежи.Во-вторых, отчетливо обособляются скв. 43 и 40, характеризующиеся самыми низкими приведенными давлениями. Пониженное давление установлено также в скв. 29 и 42. Все эти скважины, расположенные вблизи скв. 37, были исследованы после остановки ее работы и, видимо, отражают не начальное, а текущее давление, сниженное работой скв. 37.
Наконец, на графике имеются еще три точки (скв. 14, 1, 23), где замеры давления выполнены раньше начала работы скв. 37, но, тем не менее, они несколько отклоняются (как в меньшую, так и в большую сторону) от эпюры начального нефтестатического давления. Однако это отклонение заключено в пределах ±1,1 МПа, т. е. сравнительно невелико и может быть объяснено погрешностями измерений. С этим же связано сниженное давление в скв. 8, которая исследована значительно позже остановки скв. 37.
Таким образом, анализ распределения пластового давления не дает оснований считать, что нефтяная залежь в подсолевых отложениях Тенгизского месторождения состоит из изолированных гидроблоков со своими приведенными давлениями (потенциалами). Все скважины, где было измерено начальное пластовое давление, характеризуются примерно равными потенциалами. Более того, имеющийся материал показывает, что район скв. 37 хорошо гидродинамически сообщается с довольно удаленными участками залежи как на севере (скв. 40, 42, 43), так и на востоке (скв. 29). В то же время эти материалы свидетельствуют о сильной проницаемостной неоднородности карбонатной толщи как по площади, так и по разрезу. Количественная оценка этой неоднородности – одна из важнейших задач дальнейших гидродинамических исследований месторождения Тенгиз.
Initial formation pressure can be judged from the measurements performed only prior to the flowing of the well 37. A pressure versus depth plot represents a straight line with a slope corresponding to oil static component of pressure with formation oil density 632 kg/m3. This points to the hydrodynamic unity of the pool and to the absence of isolated blocks. The measurements carried out in the wells during and, after a termination of, the flowing of the well 37 have revealed a decreased pressure which proves a hydrodynamic relationship between the pool and the well region. Different rates of pressure drop appear to reflect a considerable heterogeneity of the productive strata of subsalt carbonate rocks.