Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах, страница 55

Чиренское газоконденсатное месторождение разрабатывается с 1965 г. Оно находится в складчатой геосинклинальной зоне Западного Предбалканья Северной Болгарии. Месторождение приурочено к вытянутой с северо-запада на юго-восток брахиан-тиклинальной структуре. По замыкающей изогипсе (—1750 м) размеры структуры составляют 14x5,5 км, амплитуда подня­тия 400 м. Северное крыло структуры имеет углы падения 15— 20°, а южное—10°. В строении залежи принимают участие от­ложения нижнего триаса (Ti), среднего и верхнего триаса (Т₂₊₃), хетанж-синемура (Jis) и плийнсбаха (J_±p). Газоводяной контакт является единым для всего месторождения и начальное его положение находится на глубине —1675 м.

Продуктивные горизонты сложены из разнообразных по сво­ей литологической характеристике пород. Общей отличительной особенностью всех коллекторов (за исключением Ti) является их трещиноватость. При благоприятной физико-химической обста­новке трещины способствуют образованию пустот выщелачива­ния. Основная часть трещин тектонического происхождения связана с колебательными и складкообразующими движениями. Меньшая часть — диагенетического происхождения — связана с процессами дегидратации и перекристаллизации во время диа­генеза.

Продуктивные горизонты месторождения Чирен сложены известняками, доломитами и изверженными породами (Т₂+з)„ песчаниками и аргиллитами (Ji) и известняками (Ji). Сложен­ный песчаниками и алевролитами пласт нижнего триаса (Ti) из-за плохих коллекторских свойств (отсутствие трещиновато-сти) практически не участвует в разработке.

Среднетриасовые пласты прослеживаются на южном крыле структуры. Пласты слагаются плотными известняками и доло­митами темно-серого цвета с мелкозернистой структурой. Коэф­фициент открытой пористости изменяется от 1 до 2,77%. Изуче­ние под микроскопом больших шлифов позволило определить, трещинную пористость, равную 0,144%.

Для песчаников Ji значения коэффициентов пористости и трещинной пористости составляют соответственно 1,034-5,4%) и 0,04%, а для Jt —0,874-1,95% и 0,08%. Коэффициент открытой пористости для кернов Т] изменяется от 2,1 до 3,5% (трещин­ная пористость равна нулю). Необходимо отметить, что боль­шое влияние на коллекторские свойства карбонатных пород оказывали процессы доломитизации, глинизации, окремнения, кальцитизации и сульфатизации.

Коэффициент проницаемости по газу образцов пород, как правило, менее 1 мД. У кернов плийнсбаха (Ji) коэффициент проницаемости изменяется от 0,003 до 0,01 мД, у хетанж-сине-мура (Ji) —от 0,01 до 0,66 мД.

По данным стационарных газодинамических исследований, коэффициент проницаемости изменяется от 3,2 до 130 мД. Сред­нее значение коэффициента проницаемости 30 мД. По данным нестационарных исследований скважин, коэффициенты прони­цаемости получаются меньшими.

Интенсивная трещиноватость продуктивных пластов и осо­бенности геологического строения месторождения обеспечивают газодинамическую связь всех газонасыщенных горизонтов. Это-означает, что в процессе разработки горизонты представляют собой единое газодинамическое целое. Следствием этого явля­ется наличие единого для всех горизонтов газоводяного контак­та, что подтверждается характером изменения пластовых дав­лений в них в процессе разработки (см. табл. 25). Интенсивная

98

трещиноватость способствует также, несмотря на крайне низкую фильтрационную характеристику коллекторов, получению значи­тельных дебитов газа по скважинам.

Наиболее продуктивны отложения плийнсбаха. В начальный период разработки рабочие дебиты отдельных скважин этого горизонта изменялись от 370 до 700 тыс. м³/сут, а в скважине Р-10 дебит газа достигал 1 млн. м³/сут.

За период разведки и эксплуатации (1963—1973 гг.) на ме­сторождении пробурено 29 разведочных и эксплуатационных и одна оценочная скважина. В процессе разработки эксплуатиро­вались 18 скважин. Три скважины (Р-7, Р-14, Р-16), попавшие за контур газоносности, использовались как пьезометрические. Скважины Р-4, Р-11, Р-20 выполняли роль наблюдательных, а остальные ликвидированы.