Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Прикаспийского артезианского бассейна, являющегося, согласно одним исследователям [4], составной частью обширного Северо-Каспийского артезианского бассейна, занимающего юго-восточную окраину Русской платформы, согласно другим [1], - наложенным на Волго-Уральский мегабассейн, представляющий собой глубоко погруженную краевую часть Восточно-Европейской платформы. По материалам большинства исследователей, занимавшихся изучением Волго-Уральского мегабассейна и Прикаспийского бассейна в частности, в его разрезе выделяются до 18 водоносных комплексов, объединяемых в три гидрогеологических этажа: подсолевой, надсолевой и покровный, разделенных региональными флюидоупорами. Однако на Карачаганакском месторождении покровный этаж выделить довольно сложно, поскольку практика геолого-разведочных работ показала, что на многих участках месторождения вследствие отсутствия в основании покровного этажа выдержанного водоупора проявляется довольно четкая гидродинамическая взаимосвязь неоген-четвертичных водоносных горизонтов с юрско-меловыми и даже триасовыми. В связи с этим, принимая во внимание двучленное строение подземной гидросферы месторождения, во вскрытом интервале разреза выделяют только подсолевой и надсолевой гидрогеологические этажи, разделенные мощной флюидоупорной толщей, представленной соленосными, сульфатно-карбонатными и галогенно-терригенными отложениями кунгурского, уфимского и казанского ярусов (Кирьяшкин В.М., 1988). С подсолевым этажом связана промышленная нефтегазоносность месторождения. Залежи УВ установлены в отложениях нижней перми, нижнего карбона, верхнего и среднего девона.

При рассмотрении общих гидрогеологических условий месторождения отмечается довольно четкая вертикальная зональность, гидрохимическая и гидродинамическая стороны которой довольно удачно согласуются с усовершенствованной схемой гидрогеологического строения осадочных бассейнов, предложенной Л.Н. Капченко (1983). В основу этой схемы положены гидрогеохимические закономерности по разрезу месторождения ( рис. 1 ). Характер разброса точек свидетельствует о наличии в недрах месторождения гидрохимической инверсии, проявляющейся в резком снижении (более чем в 2 раза) минерализации пластовых вод подсолевых отложений по сравнению с таковой надсолевых. В первом приближении поле разброса точек изменения минерализации подземных вод с глубиной можно разделить на два неравных между собой участка: верхний - от земной поверхности до глубины - 750 м и нижний - с 750 м и ниже. Первый характеризует процессы выщелачивания и выноса солей, а второй - их аккумуляцию как в водах, так и, возможно, в породах. С точки зрения гидродинамических особенностей разреза месторождения данная зависимость может быть проинтерпретирована следующим образом: верхняя часть поля разброса точек отвечает зоне интенсивного водообмена, преимущественного развития вод инфильтрационного генезиса надсолевого гидрогеологического этажа. Ниже зоны интенсивного водообмена выделяется зона перехода к подсолевому гидрогеологическому этажу, где развиты преимущественно литогенные воды. Эту зону характеризует интервал 1000-3500 м. В литогеохимическом смысле эта зона - переходная от зоны гипергенеза к зоне катагенеза и отвечает кунгурскому флюидоупору, а в центральной части месторождения, где его толщина не превышает 200-300 м, - верхнепермскому. И наконец, нижний участок разброса точек с глубины 3500 м характеризует подсолевой этаж. Здесь основная масса растворов по происхождению принципиально отличается от вод зоны гипергенеза и связана не с выщелачиванием вмещающих пород, а, вероятнее всего, с процессами накопления и миграции литогенных вод.

Наличие в разрезе осадочного чехла Карачаганакского месторождения мощной соленосной толщи кунгурского возраста, разделяющей его на подсолевой и надсолевои структурно-формационные комплексы, во многом предопределило особенности гидрогеологического развития Прикаспийской впадины в целом и Карачаганакского месторождения в частности. Рост соляных куполов, начавшийся в позднепермское время и продолжающийся в настоящий период, оказал значительное влияние на геофлюидодинамический режим пластовых флюидов. Повсеместное распространение надсолевых флюидсодержащих комплексов было нарушено многочисленными соляными куполами. В пределах рассматриваемого месторождения развиты три купола: Карачаганакский на севере, Кончебайский на юге и Сухореченский на востоке. Между этими куполами образовался "мульдообразный" суббассейн, изолированный от других подобных суббассейнов соляными телами. Разновозрастные флюидонасыщенные комплексы контактировали либо между собой, либо с галогенными породами. Благодаря нарушениям сплошности пород и отсутствию надежной региональной изолированности водоносных комплексов создалась практически равновесная геофлюидодинамическая обстановка, что подтверждает график изменения начальных пластовых давлений с глубиной в осадочном чехле месторождения в интервале глубин 0-3800 м ( рис. 2 ). Фактические пластовые давления весьма близки к нормальным гидростатическим, что свидетельствует о существовании потенциальной возможности восходящего движения флюидов в надсолевой пластовой системе.

С кунгурским флюидоупором связаны рапопроявления в межсолевых карбонатах, отмеченные в скв. 37 при бурении интервала 4711-4721 м, когда зафиксированное устьевое давление достигло 25 МПа, а плотность бурового раствора составляла 1,4 г/см³. Как показали расчеты, пластовое давление превысило 90 МПа, а коэффициент аномальности - 1,9. Механизм формирования данной аномалии, вероятно, связан с тем, что Карачаганакское месторождение находится в зоне новейшего опускания, поэтому можно полагать, что возрастающая геостатическая нагрузка способствовала в данном случае затеканию соли в пустотное пространство карбонатов на их контакте с солью. В результате объем межминерального пространства карбонатных межсолевых пород уменьшился, что в условиях весьма затрудненного оттока заключенных в них подземных вод вызвало значительное повышение пластового давления. Аналогичные рапопроявления отмечены в скв. 41, 47, 447, 702, а также на Тепловской площади [3].

В подсолевых отложениях отмечается весьма заметное снижение темпа нарастания пластового давления, поскольку с интервалом 3800-4950 м связана газоконденсатная залежь месторождения и геобарический градиент здесь уменьшается до 0,68 против 1,12 МПа/100 м в надсолевом комплексе. При этом пластовое давление значительно выше условного гидростатического и коэффициент аномальности повышается до 1,34, что может быть обусловлено высокой закрытостью подсолевых пород-коллекторов и изменением соотношения объемов их пустотного пространства и заполняющих флюидов на современном этапе развития Прикаспийской впадины. В нефтеводонасыщенной части разреза (4950-5300 м) геобарический градиент вновь возрастает до 1,01 МПа/100 м.

Новейшие тектонические движения стимулируют нарушение геофлюидодинамического равновесия в хорошо изолированных подсолевых отложениях независимо от состава коллектора: будь это карбонатные (Карачаганак, Тепловская и др.) или терригенные (Кенкияк, Каратюбе, Биикжал) толщи. При этом абсолютные значения коэффициентов аномальности также не зависят от состава пород-коллекторов, а определяются, по-видимому, степенью их изоляции от окружающих пород.

Первая схема гидродинамической зональности подошвенных вод продуктивных отложений подсолевого комплекса Карачаганакского месторождения была предложена в отчете по подсчету запасов в 1988 г., в котором был сделан вывод, что "динамика подземных вод подсолевого комплекса определяется элизионным режимом и водообмен обусловлен продолжающимися в настоящее время процессами миграции вод из центральной части Прикаспийской впадины к бортовой зоне". В подтверждение данного тезиса Т. Бадоев и В.М. Кирьяшкин привели схему изменения приведенных пластовых давлений, на которой последние уменьшаются с юга на север с 59,82 до 59,53 МПа. В качестве плоскости сравнения была выбрана отметка -5200 м, а выполненные построения базировались на данных шести разведочных скважин.

Однако уже в 1992 г. на схеме гидродинамической зональности нижнекаменноугольно-верхнедевонского водоносного комплекса, предложенной ВНИИгазом (Семашев Р.Г., 1992), вывод о направленном "восходящем" элизионном потоке не находит своего подтверждения. Для построения своей схемы Р.Г. Семашев использовал материалы глубинных замеров пластовых давлений по 28 скважинам. Гидродинамическое поле в пределах месторождения имеет весьма дифференцированную структуру: выделена довольно контрастная гидродинамическая аномалия в районе скважин 23, 9, 7, к которой с юго-запада примыкает небольшая аномалия, вытянутая в этом же направлении по линии скважин 37 - 432, выявлен также ряд небольших аномалий с максимумами в районе скважин 41, 6-17, 21. Данные аномалии могут свидетельствовать о довольно интенсивном перераспределении пластовых давлений на современном тектоническом этапе. Плоскость сравнения принята на отметке ВНК -5150 м.

При сопоставлении этих двух схем видно, что приведенные давления в одних и тех же скважинах, несмотря на подъем плоскости сравнения на 50 м, увеличились до 60,43 МПа в скв. 6 и 60, 22 МПа в скв. 27. При этом в обоих случаях авторы пользовались методикой приведения пластовых давлений, основанной на применении формулы Силина-Бекчурина, выведенной из уравнения Бернулли и базирующейся на допущении, что плотность пластовых вод в разрезе земной коры меняется некими горизонтальными слоями по линейной зависимости, возрастая с глубиной. Однако, как видно из материалов исследований последних лет и данных по Карачаганакскому месторождению, плотность пластовых вод с глубиной может даже уменьшаться. Примером может служить скв. 21, в которой плотность пластовых вод в интервалах 5260-5266 и 5310-5322 м составила 1,081 и 1,057 г/см³ соответственно. В этих условиях погрешности в расчетах неизбежны. Так, в той же скв. 21 у одних авторов (Кирьяшкин В.М., 1987) пластовое давление, приведенное к отметке -5140 м, составляет 60,07 МПа, у других (Семашев Р.Г., 1992) - к отметке -5112 м - 60,48 МПа. В результате, как показала практика гидрогеологических исследований в нефтегазоносных районах, карты приведенных пластовых давлений (напоров) порой отличаются значительными расхождениями, а направления потоков подземных вод имеют взаимоисключающий характер. По Прикаспийской впадине подобные схемы уже упоминались [2].

Поскольку в последние годы буровые работы на месторождении практически свернуты, пришлось привлечь фондовые материалы по замерам пластовых давлений в разведочных скважинах, выполненным в 1979-1989 гг. Глубинными исследованиями было охвачено более 40 скважин, в 20 из которых (около 60 замеров) пластовые давления замерены в водонефтяной зоне. Результаты этих замеров положены в основу построения схемы распределения начальных пластовых давлений Карачаганакского месторождения. Как видно из рис. 3 , зависимость пластовых давлений от глубины опробования не является линейной и в интервале глубин 4950-5300 м описывается уравнением вида ax² - bх + с ( рис. 4 ). Нелинейный характер распределения пластовых давлений, приведенных к плоскости принимаемого ВНК на отметке -5150 м, свидетельствует о том, что гидродинамическое поле месторождения более дифференцирование и имеет довольно значительные отличия от ранее предлагаемых построений, что хорошо видно на рис. 5. При этом отметим, что во избежание грубых ошибок, связанных с приведением давлений при значительном разбросе данных по глубине опробования, были использованы значения пластовых давлений, замеренные в непосредственной близости от ВНК (не более 50-100 м), что привело к потере части информации, использованной в схеме Р.Г. Семашева (1992).

Если на ранее предлагаемых схемах разность между максимальными и минимальными значениями приведенных пластовых давлений составляла 0,3-1,4 МПа, то в нашем случае она достигает 1,9 МПа. Как видно из рис. 5 , в районе скважин 23, 9, 7 гидродинамическая аномалия не отмечена. Более того, здесь нами не приводятся значения начальных пластовых давлений, поскольку в скв. 23 замеры пластового давления выполнены в газоконденсатной части залежи (интервал перфорации 4520-4630 м), более чем на 500 м выше плоскости приведения. Полученные значения оказались завышенными, так как для продуктивной толщи месторождения установлено последовательное снижение коэффициента аномальности от кровли залежи к ее подошве. Примером этому могут служить данные опробования по скв. 6, в которой коэффициент аномальности с ростом глубины уменьшается в следующем порядке: 1,34 (3850 м) - 1,28 (4070 м) - 1,26 (4420 м) - 1,18 (4900 м) -1,17(4980 м) - 1,17 (5048 м), стабилизируясь в нефтенасыщенной части залежи.

В целом картина распределения гидродинамических особенностей водоносного комплекса нижнего карбона и верхнего девона может быть представлена в следующем виде. В центральной части структуры сформировалось обширное поле гидродинамической аномалии, пространственно совпадающее с наиболее приподнятым сводом рифового массива. Оно имеет северозападную ориентировку и тяготеет к диагональной зоне мезотрещиноватости и максимальной вертикальной расчлененности рельефа, выделяемой по данным дешифрирования аэрокосмоснимков (Коваль А.Н., 1990) и сопряженной с разломом в фундаменте, картируемым по данным сейсморазведки. На юго-западном склоне вдоль скважин 35 - 37 - 33 прослеживается "цепочка" локальных аномалий, которые также пространственно совпадают с разломом в фундаменте, фиксируемым сейсмическими исследованиями. В осадочном чехле эти разломы, очевидно, "затухают", поскольку по кровле верхнепермских и нижнекаменноугольных отложений они не прослеживаются, и картируются в виде зон мезотрещиноватости лишь дистанционными методами. Не исключено, что некоторые из этих разломов и надразломные зоны вертикальной проницаемости сыграли свою роль в качестве путей миграции УВ. Как полагают многие исследователи, формирование залежи Карачаганакского месторождения происходило в несколько этапов, а если каналы миграции УВ оставались прежними, можно предположить их многократное "оживление" и "залечивание". Петрохимические исследования керна свидетельствуют о том, что формирование современной газонефтяной залежи произошло в результате вытеснения "ранней" нефти более "поздним" газом, причем распределение текущих значений газового фактора по площади и разрезу месторождения в качестве области последнего поступления газа позволяет выделить северо-восточный склон рифового массива. Именно здесь отмечаются менее заметное увеличение плотности нефти и рост газового фактора с глубиной. На юго-западе нефть находится в состоянии гравитационного равновесия независимо от глубины залегания. Следовательно, можно предположить, что каналы поступления газа в ловушку мигрировали во времени с юго-запада к северо-востоку. Возможно, этими каналами служила сеть разломов северо-западного простирания, которые в настоящее время вследствие активных физико-химических процессов оказались залеченными.

Ближе к окраинам рифового массива значения приведенных пластовых давлений уменьшаются и приближаются к нормальным гидростатическим. Здесь нефтяная залежь имеет подошвенные воды и в части скважин отмечены переливающие притоки пластовых вод интенсивностью от 9,9 до 49,0 м³/сут (скв. 21, 27, 35), однако в большинстве случаев дебиты перелива составляют 0,1-1,0 м³/сут или же еще ниже при среднединамических уровнях от 800 до 1250 м. В центральной части массива ниже ВНК притоки пластовых вод не получены, а при депрессиях до 20 МПа дебиты скважин не превысили 0,1 м³/сут(скв. 6, 7, 23). Отмечается также устойчивая тенденция уменьшения дебитов свободного перелива при приближении к ВНК. Так, в скв. 8 из интервала 5307-5333 м получен приток пластовых вод дебитом 19,2 м³/сут, а из интервала 5237-5244 м дебит воды с нефтью составил 2,2 м³/сут. В скв. 21 из интервалов 5310-5322 и 5260-5266 м интенсивность притока была 9,9 и 2,0 м³/сут соответственно. В скв. 35 дебит воды составил 21,6 м³/сут из интервала 5304-5313 м и 9,8 м³/сут из интервала 5283-5288 м. Это связано с тем, что в зоне ВНК происходит ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Эффективная толщина коллектора в скв. 21 в интервале 5310-5322 м составляет 10,6 м при пористости 8,8 %, а в зоне ВНК (интервал 5260-5266 м) - всего 0,6 м при пористости 7,2 %. В скв. 35 в зоне ВНК коллектор по данным ГИС не выделен.

Таким образом, в гидродинамическом отношении залежь УВ Карачаганакского месторождения в центральной части массива изолирована в подошве зоной отсутствия коллекторов. На периферии эта изоляция менее надежна, однако и здесь за счет резкого сокращения эффективных толщин коллекторов гидродинамическая связь месторождения с законтурной зоной затруднена.

Законтурная область Карачаганакского месторождения в процессе разведки осталась неизученной.

Здесь было пробурено всего три скважины, из которых одна остановлена забоем 576 м (скв. 36), а две другие (скв. 32 и 39) ликвидированы без опробования продуктивных отложений по причине отсутствия коллекторов.

Данные о подземных водах в отложениях нижней перми и нижнего карбона получены по скв. 2-П Аксайская, пробуренной в 6 км к северо-востоку от Карачаганакской структуры. Из нижнего карбона (интервал 4883-4900 м) получен приток пластовых вод плотностью 1,18 г/см³, дебитом 3,72 м³/сут при восстановлении уровня с 721 до 558 м, из артинско-ассельских отложений приток составил 5,5 м³/сут из интервала 4807-4828 м; 4,5 м³/сут из интервала 4749-4764 м; 2,0 м³/сут из интервала 4708-4727 м при восстановлении уровня соответственно с 932 до 652, с 1012 до 802 и с 872 до 858 м. В этом же направлении по данным ВНИИгаза (Кирьяшкин В.М., 1987) происходит и падение приведенных напоров с 867 м (скв. 21, Карачаганак) до 836 м (скв. 2-П Аксайская). К западу от Карачаганака (скв. 11-П Дарьинская) абсолютная отметка приведенного напора снижается до 735 м. При этом гидравлический уклон к северо-востоку и западу примерно одинаков и составляет 0,0012-0,0009.

Представленные материалы свидетельствуют о том, что Карачаганакская структура представляет собой своеобразный пьезомаксимум, и поэтому в процессе разработки месторождения законтурная область не будет оказывать заметного влияния на режим работы залежи, по крайней мере, до выравнивания приведенных напоров. Но даже в этом случае ее влияние будет незначительным, поскольку приведенные результаты по притокам вод из нижнекаменноугольного комплекса свидетельствуют об очень низких фильтрационно-емкостных свойствах подсолевых отложений за пределами контура месторождения. Более того, не исключено, что влияние законтурной области не будет сказываться по причинам литофациальных особенностей водонасыщенных интервалов. Общеизвестно, что карбонатные породы-коллекторы отличаются высокой степенью неоднородности по проницаемости в латеральном направлении. Эта неоднородность, формирующаяся изначально в седиментогенезе, резко усиливается на больших глубинах в зонах позднего катагенеза, где коллекторы приобретают "островной" характер, образуя в гидродинамическом отношении латерально-изолированные или весьма трудносообщающиеся системы. По данным многих литологов этот процесс протекает уже на глубине 3000-3500 м, так что в зоне рассматриваемых глубин отмечаемая мозаичность еще более усиливается [5]. Размеры отдельных зон коллекторов изучены пока слабо, но, как правило, укладываются в размеры локальных структур и поэтому влияние законтурной зоны даже на поздней стадии разработки может и не проявиться.

В данных условиях естественным режимом разработки залежи будет упругогазонапорный, с проявлением режима растворенного в нефти газа. Водонапорный режим не проявится в силу выше указанных причин, к тому же снижение пластового давления в залежи приведет к разгазированию подошвенных вод. В результате улетучивания части СO₂ произойдет сдвиг карбонатного равновесия, что приведет к перераспределению ионных пар связей и как следствие - появлению новых солей, выпадение которых будет способствовать дальнейшему ухудшению фильтрационно-емкостных свойств в зоне ВНК и изоляции залежи. Это необходимо учитывать при выборе системы размещения эксплуатационных скважин и методов воздействия на пласт.

1. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник /Под ред. Л.М. Зорькина. - М.: Недра, 1989.
2. Гуревич А.Е., Капченко Л.Н., Кругликов Н.М. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии. - Л.: Недра, 1972.
3. Давления пластовых флюидов / А.Е. Гуревич, М.С. Крайчик, Н.Б. Батыгина и др. - Л.: Недра, 1987.
4. Игошина Н.И., Помарнацкий М.А. Об условиях формирования рассолов Прикаспийского артезианского бассейна // Формирование водорастворенного комплекса подземных вод нефтегазоносных бассейнов: Тр. ВНИГРИ. - Л., 1977. - Вып. 396. - С. 40-52.
5. Капченко Л.Н. Гидрогеологические особенности существования нефти и газа на больших глубинах // Закономерности размещения и критерии прогноза глубоких и сверхглубоких залежей нефти и газа. - Л., 1982. - С. 133-144.

The article deals with geofluiddynamic features of Karachaganak oil-gas-condensate field. An area! zonality in distribution of formation pressures on the planes of oil-water contact is established. It was recognized a complicated character of change in initial formation pressures within oilwatersaturated part of the section being described as an equation of ax2-bx+c type that will not allow to use traditional reduction methods. A connection of hydrodynamic anomalies with the fault zones of mezofissuring is shown.

1 - разломы, установленные по данным сейсморазведки; 2 - замеры, выполненные в водонасыщенных интервалах; 3 - скважина (числитель - номер, знаменатель - пластовое давление, приведенное к отметке ВНК -5150 м, МПа)