Статья в журналеБесплатный доступ
Изучение аномально высоких пластовых давлений Бешкентского прогиба Бухаро-Хивинского нефтегазоносного региона
- Institute of Geology and Exploration of Oil and Gas Fields (IGIRNIGM), Tashkent, Uzbekistan
Ключевые данные
- Коэффициент аномальности пластового давления в Бешкентском прогибе — от 0,96 до 2.
- Верхне- и среднеюрские карбонатные отложения, 87 объектов: пластовое давление — 290,5–638,5 атм, пористость — 5,4–12,15%.
- Мощность соляно-ангидритовой формации на этих объектах — 55–992 м; в депрессионной части прогиба — порядка 1 000 м.
- Коэффициент корреляции с мощностью САФ: более 0,74 для пластового давления и пористости, около 0,7 для коэффициента аномальности.
- Коэффициент корреляции между пористостью и коэффициентом аномальности — −0,705.
- Коэффициент аномальности по фациям: лагунная — около 0,96–1,1, рифовая — 1,15–1,3, депрессионная — 1,35–1,85.
Аннотация
Hypotheses explaining the possibility of abnormally high reservoir pressure are considered. The geological features of the Beshkent trough associated with the occurrence of zones of abnormally high formation pressures have been studied. The permeability-permeability, stress and geological parameters of the study area are analyzed. An analysis of factors affecting pore pressure and porosity is presented. The relationship between the coefficient of reservoir pressure anomaly and porosity for the Upper and Middle Jurassic carbonate rocks is determined.
Англоязычная аннотация взята из PDF-файла номера журнала. Авторская аннотация воспроизводится на условиях лицензии . Аннотация дана на английском языке.
Простыми словами
Статья написана с позиций нефтегазовой геологии и посвящена аномально высоким пластовым давлениям (АВПД) в Бешкентском прогибе Бухаро-Хивинского региона. АВПД отмечаются повсеместно на месторождениях и перспективных участках прогиба; коэффициент аномальности пластового давления изменяется от 0,96 до 2. С зонами АВПД зачастую связаны аварии при бурении глубоких скважин.
В Юго-Западных отрогах Гиссарского хребта и в пределах Чарджоуской ступени присутствует мощный юрский комплекс чередующихся соляных и ангидритовых слоев. Эта соляно-ангидритовая формация (САФ) служит покрышкой, обеспечивающей гидродинамическую изолированность залежей нефти и газа. Авторы сопоставили пластовое давление, пористость и мощность САФ по 87 объектам в верхне- и среднеюрских карбонатных отложениях Бешкентского прогиба. Пластовые давления составляют 290,5–638,5 атм, пористость — 5,4–12,15%, мощность САФ — 55–992 м.
С ростом мощности САФ пластовое давление и коэффициент аномальности увеличиваются, а пористость снижается: коэффициент корреляции для давления и пористости — более 0,74, для коэффициента аномальности — около 0,7. Пористость снижается и с ростом коэффициента аномальности (коэффициент корреляции −0,705); авторы объясняют это глинизацией коллектора и вторичными процессами — переотложением кальцита, доломитизацией. Мощность САФ увеличивается с северо-запада на юго-восток и в депрессионной части прогиба достигает порядка 1 000 м. Коэффициент аномальности связан с фациальными зонами: около 0,96–1,1 в лагунной фации, 1,15–1,3 в рифовой и 1,35–1,85 в депрессионной.
Авторы приходят к выводу, что САФ — основной региональный геологический фактор, от которого зависит наличие АВПД в карбонатных отложениях прогиба. АВПД обусловливают изменчивость пористости, служат источником пластовой энергии, определяющей фильтрацию флюида, и могут влиять на продуктивность отложений. Поскольку упругие свойства пород зависят от АВПД, авторы считают возможным прогнозировать пластовое давление в межскважинном пространстве по данным сейсморазведки.
Как цитировать
O. A. Karshiev and K. M. Tokareva (2023). Study of anomalously high formation pressure of the Beshkent trough of the Bukhara-Khiva oil and gas bearing region. Geologiya i mineral'nye resursy (Geology and Mineral Resources), No. 2, 2023, pp. 58–60. https://mridm.uz/en/assets/journal/pdf/2_2023.pdf