Cтраница 2
В отличие от рассмотренного, эпигенетичный процесс образования АВПоД в глинах характеризуется проникновением высоконапорных флюидов снизу. Наиболее часто наблюдаемым может служить уже отмеченный выше случай проникновения газа в покрышку из подстилающих газовых или газоконденсатных залежей, обладающих благодаря их большой высоте аномально высоким пластовым давлением. В подобных случаях развитие аномально высоких давлений отличается другими особенностями: при локальном характере развития максимальное их значение как в залежи, так и в перекрывающей покрышке фиксируется в присводовой зоне складки. В направлении погружения величина избыточных давлений уменьшается и у газоводяного контакта снижается до минимума. [16]
При прогнозе нефтегазоносности коллекторов, залегающих в разрезе преимущественно глинистой толщи, обладающей АВПоД, важное значение имеют мощность и региональная выдержанность проницаемых интервалов. При малой мощности и литологической невыдержанности коллекторов возможно образование АВПД геостатического уровня, что в свою очередь в определенных условиях может привести не только к формированию, но и к разрушению углеводородных ( особенно газовых) скоплений. Булла VIII горизонт в присводовой зоне структур содержит пластовую загазованную воду, а в погруженной части - мощную газокон-денсатную залежь. [17]
В 1972 - 1976 гг. с целью создания в истощенной залежи I и II горизонтов подземного хранилища газа добыча газа из залежи была прекращена и в пределах продуктивной площади было пробурено более 50 скважин. Сопоставление каротажных разрезов этих скважин с разрезами ранее пробуренных скважин выявило интересную картину литологической неоднородности коллекторов и линзовидного характера их залегания. Испытание скважин на приток и последующие исследования показали, что в продуктивных пластах отмечаются резко различные значения остаточного давления-от 1 8 до 13 5 МПа. Установление в отдельных интервалах пласта, преимущественно в присводовой зоне залежи, столь высоких значений текущих пластовых давлений свидетельствует о наличии литологически ограниченных линз с сохранившимися давлениями, недостаточно полно охваченных дренажем в процессе разработки залежи на истощение. С учетом новых данных средневзвешенное значение остаточного давления равняется 4 8 МПа. [18]
Коллекторские свойства резко изменяются по площади и разрезу. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают отложения ассельского яруса и среднего карбона. Высокопрони чаемые пласты развиты в основном в присводовой зоне, на крыльях и пе-риклиналях эффективная мощность их уменьшается. Дебиты газа достигают 1 млн. м3 / сут и более. Нефтяная оторочка характеризуется сложным зонально-мозаичным характером распространения, обусловленным литоло ги-ческой неоднородностью продуктивной толщи. [19]
Для разрабатываемых участков залежи на ЭВМ построен комплекс ГСР по типам пород и параметрам ( см. разд. ГСР позволяет оценить распределение фильтрационно-емкост-ных свойств разреза по каждому участку УКПГ и установить положение в разрезе наиболее проницаемых интервалов, которые могут служить путями избирательного внедрения пластовых вод. В районе УК. ПГ-1 они расположены на глубине 80 - 95 м, в районах УК. ПГ-2 и - 3 - 75 - 100 - м от кровли сеноманской продуктивной толщи, что подтверждено результатами расчленения и корреляции разрезов скважин южной части месторождения и материалами промыслово-геофизического контроля за разработкой залежи. Обводнение залежи в настоящее время представляет собой сочетание различных по динамике процессов: вертикального подъема ГВК в присводовой зоне на участках литологических окон и латерального продвижения воды по высокопроницаемым пропласткам в случае экранирования фильтрационных потоков глинисто-алевритовыми разделами. Эти процессы осложнены региональным подъемом ГВК в южной части месторождения. [20]
Различие обводненных скважин по абсолютной величине обводненности и характеру ее изменения с течением времени не является случайным. Существование большой группы скважин с неизменной обводненностью до 1 % на площади, ограниченной внутренним контуром нефтеносности, наиболее вероятно объяснять поступлением воды, захороненной в процессе формирования нефтяной залежи. В длительный период образования нефтяной залежи в ней происходит разделение газа, нефти и воды в поровом пространстве коллекторов. Однако четкой границы, отделяющей нефть от воды, не возникает. Граница раздела представляет собой переходную зону от нефтенасыщенной части пласта к водонасыщенной. В центральной части структуры в процессе формирования залежи, вследствие неоднородности коллекторских свойств продуктивного пласта, вытеснение воды нефтью происходило неравномерно и неполностью. Подошвенная часть пласта заполнилась водонефтяной смесью, в которой преобладает нефть. Эта смесь обладает подвижностью и может двигаться к забою скважины вместе с нефтью. Содержание воды в подошвенной части пласта значительно меньше, чем в обычной переходной зоне. Рассматриваемые воды имеют локальное распространение, вследствие чего обладают меньшей скоростью перемещения, чем подошвенная вода. В присводовой зоне залежи, где большая часть скважин перфорированы до подошвы пласта, незначительное количество этой воды поступает в продукцию скважины. [21]