Притбилисский нефтегазоносный район в геологическом отношении приурочен к антиклинорию, сформированному на восточном продолжении Триалетской складчатой зоны.
Эта зона характеризуется развитием сжатых складок субширотного простирания, сложенных карбонатными, вулканогенными и терригенными образованиями мела и палеогена.
Все складки погружаются в восточном направлении, и некоторые из них отражены в более молодых (верхний эоцен - нижний миоцен) комплексах.
Площадь этого района была изучена детальной геологической съемкой и структурным бурением.
В скважине 11 из карбонатных отложений палеоцена-верхнего мела был получен промышленный фонтан газа.
Это послужило основой для ускоренного изучения строения Притбилисского района сейсморазведочными работами, в 1ю очередь по отложениям мела.
Для площади Самгори была построена структурная карта лишь по отражающему сейсмическому горизонту, условно приуроченному к кровле среднего эоцена.
На основании этой карты планировалось заложение ряда скважин на меловые отложения.
В процессе бурения первых скважин на Самгорской площади в среднеэоценовых породах отмечались поглощения промывочной жидкости с падением уровня до 300-350 м.
В связи с этим ни одна из семи запроектированных скважин не достигла проектной глубины и не вскрыла отложения палеоцена-верхнего мела.
Часть скважин остановлена в образованиях среднего эоцена, но опробование их дало отрицательные результаты.
Скважина 3 была пробурена со вскрытием толщи нижнего эоцена, из которой получен кратковременный промышленный приток газа.
С целью изучения нижнеэоценовых отложений в более благоприятных структурных условиях в 1973 г заложена скважина 7 в присводовой части Самгорского поднятия.
Она вскрыла поглощающие интервалы среднего эоцена, и на забое 2780 м бурение было остановлено в связи с появлением нефти на поверхности. При испытании скважины получен промышленный приток нефти.
Так было открыто нефтяное месторождение Самгори в вулканогенно-осадочных отложениях.
Среднеэоценовая нефтеносная толща в Притбилисском районе представлена вулканогенно-осадочными, трещиноватыми породами (туфы, туфоаргиллиты, туфобрекчии с покровами порфиритов).
Эффективная емкость связана с трещинами; матрица пород пористостью 3-5 % практически непроницаема.
В результате дальнейших поисково-разведочных работ было установлено, что месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке, состоящей их 3 куполов (Самгорского, Патардзеульского и Ниноцминдского), разделенных неглубокими седловинами (рис 1).
Антиклиналь воздымается с запада на восток; кровля среднего эоцена на Самгорском куполе залегает на глубине 1800 м, а на Ниноцминдском - 1400 м.
Самгорский купол простирается с северо-запада на юго-восток, а Патардзеульский и Ниноцминдский - с юго-запада на северо-восток и восток.
Складка асимметрична: северное крыло пологое (15-20°), а южное более крутое: в пределах Самгорского купола крутизна равна 30-35°, а Ниноцминдского - 50-60°.
Залежь массивная, подстилается подошвенной водой; начальный ВНК установлен на отметке -2120 м; коллектор трещинно-кавернозного типа; среднее значение емкости по промыслово-геофизическим данным составляет 1,25 %, проницаемость колеблется от 0,001 до 3- 5 мкм2.
Режим залежи водонапорный, начальное пластовое давление 22,7 МПа, газовый фактор 93 м3/т.
В результате последующих поисково-разведочных работ в Притбилисском районе в отложениях среднего эоцена открыты 2 месторождения нефти - Телетское и Южный купол Самгори.
На Телетском промышленная нефтеносность приурочена к трещинно-кавернозным коллекторам; среднее значение трещинной пустотности по промыслово-геофизическим материалам составляет 0,89 %, а проницаемости 1 мкм2.
По данным опробования начальный ВНК наклонен с запада на восток от 150 до -1000 м. Залежь массивная, начальное пластовое давление составляет 6,1 МПа, а газовый фактор 25 м3/т.
На месторождении Южный купол Самгори промышленная нефтеносность связана с коллекторами трещинно-кавернозного типа. Залежь массивная, водоплавающая, начальный ВНК горизонтальный, установлен на отметке -1650 м, начальное пластовое давление 20,2 МПа, газовый фактор 94,2 м3/т.
По данным разработки этих залежей, особенно Самгори-Патардзеули, выявлен ряд специфических особенностей, обусловленных как геологическими, так и гидрогеологическими факторами.
В связи с тем, что режим залежей Самгори-Патардзеули и Южный купол Самгори предполагался водонапорным, эксплуатация их проводилась без поддержания пластового давления.
Высокая пластовая температура (115°С), низкая вязкость пластовой нефти, небольшие соотношения вязкостей нефти и воды (1,6), хорошая проницаемость дренируемых зон обеспечивали благоприятные условия для вытеснения нефти.
Однако по мере разработки давление во всей водонапорной системе отложений среднего эоцена стало падать (рис 2), особенно в пределах месторождения Самгори-Патардзеули (пластовое давление за 1974-1983 гг. снизилось на 2,8 МПа), поскольку по ней осуществлялись максимальные отборы жидкости. Рассмотрим более детально особенности разработки этой залежи.
Высокие темпы отбора жидкости из Самгорского и Патардзеульского куполов обусловили быстрое продвижение ВНК, который повышался с опережением в сводовой части, характеризуемой лучшими коллекторскими свойствами.
Подъем ВНК происходил неравномерно: наблюдалось конусообразование (прорыв воды по наиболее проницаемым зонам) на участках скважин с высокими суммарными отборами. Об этом свидетельствуют результаты пробуренных специальных контрольных скважин, из которых получены фонтаны безводной нефти, хотя продуктивные отложения в них вскрыты на более низких отметках, чем в соседних обводнившихся.
Это положение следует учитывать при разработке новых месторождений в толще среднего эоцена, т. е. ограничивать отборы нефти в высокодебитных скважинах для предотвращения обводнения скважин и оставления невыработанных целиков нефти.
С увеличением содержания воды в продукции до 10-15 % дебиты фонтанирующих скважин значительно уменьшались. С 1984 г высокодебитные скважины стали работать на ограниченном режиме эксплуатации, после чего обводненность продукции в некоторых из них существенно снизилась до полного исчезновения.
Наиболее длительный период безводной работы отмечается в скважинах, вскрывших самые верхи (50- 70 м) продуктивных отложений среднего эоцена.
Они дают безводную продукцию до тех пор, пока ВНК не достигает их забоя.
В результате проведенной эксплуатации месторождения Самгори-Патардзеули наряду со снижением пластового давления ВНК поднялся на 300-400 м и значительное количество скважин в периферийных частях складки обводнилось.
Как указывалось выше, режим залежей предполагался водонапорным и поэтому разработка была запроектирована без поддержания пластового давления.
Однако по мере их эксплуатации снизились пластовые давления, сократились дебиты скважин, а также дебиты источников воды в районе Тбилиси.
При падении начального пластового давления на 1 МПа эти источники почти иссякли, что подтверждает хорошую связь всей гидродинамической системы среднеэоценовых отложений Притбилисского района, а также ее ограниченные энергетические возможности.
На Ниноцминдском куполе установлена промышленная нефтеносность большей части разреза и наличие газовой шапки в своде.
При испытании ряда разведочных скважин на площади Ниноцминда, вскрывших среднеэоценовые отложения на более высоких абсолютных отметках, из-за снижения пластового давления не удалось получить ожидаемых фонтанов, а наблюдались лишь небольшие притоки нефти при падении уровня жидкости в скважинах.
Есть основания предполагать, что в пределах Самгорского и Патардзеульского куполов, где все скважины эксплуатировались фонтанным способом, нефть из Ниноцминдского купола мигрировала в Самгорский и Патардзеульский.
Вместе с тем нефтеносность среднеэоценового комплекса на площади Ниноцминда была установлена на глубинах, соответствующих первоначальному уровню ВНК на площади Самгори-Патардзеули. Проведенный анализ показал, что указанные особенности нефтеносности и разработки залежей в значительной степени связаны с гидрогеологической обстановкой района.
В гидродинамическом отношении Притбилисский район подразделяется на две четко выраженные гидрохимические подзоны, граница между которыми проходит вдоль р. Куры. Западнее воды среднеэоценового комплекса характеризуются сульфатно-гидрокарбонатным составом с общей минерализацией 0,3-0,7 г/л и высоким содержанием титруемой серы (10-30 мг/л). Восточнее р. Куры воды хлоридно-натриево-кальциевого состава с общей минерализацией 2,5-6 г/л включают йод, бром и бор, насыщены газом, в котором 95-98 % метана и 0,5-1 % ТУ.
Западная и восточная зоны различны также по гидродинамической характеристике.
Пьезометрическая поверхность вод среднего эоцена снижается с запада на восток, причем в западной части отмечается более крутой гидравлический уклон.
Перегиб пьезометрической поверхности происходит в зонах р. Куры и выходов среднего эоцена на дневную поверхность.
Отложения среднего эоцена в районе г Тбилиси образуют гидрогеологическое «окно» в единой инфильтрационной водонапорной системе, в котором происходят частичная разгрузка вод и перехват напоров системы, о чем свидетельствуют термальные источники, приуроченные к выходам среднеэоценовых отложений, и резкое снижение пьезометрической поверхности западной зоны от 760 (скважина 1 Лиси) до 420 м (скважина 1,8 Тбилиси).
Это «окно» контролирует также напоры среднеэоценового вулканогенного комплекса восточной зоны.
Характер изменения пластовых давлений во времени в пределах месторождения Самгори-Патардзеули подтверждает его при надлежность к данной водонапорной систе ме, гидродинамическая обстановка которой определяет режим работы залежи. Так, на начальной стадии разработки пластовое давление скачкообразно уменьшалось, что было обусловлено истощением упругих сил залежи и вызвало вторжение подошвенной воды.
В дальнейшем с подъемом ВНК на эксплуатируемых залежах происходило общее снижение первоначальных пьезометрических уровней пластовых вод в восточной части Притбилисского района.
Подтверждением изложенному служат падение давления в скважинах разрабатываемых месторождений Самгори-Патардзеули и Южный купол Самгори, а также исчезновение тбилисских термальных источников.
В период 1985-1986 гг. отборы жидкости на эксплуатируемых площадях значительно снизились, что обусловило повышение давления во всей гидродинамической системе и, как следствие, фонтанирование скважин 21, 49, 32, 22 на площади Ниноцминда.
По мере восстановления давления во всей гидродинамической системе возобновились и источники термальных вод.
Опыт разработки залежей среднего эоцена Притбилисского района свидетельствует о водонапорном режиме залежей нефти, однако возможности системы по поддержанию жесткого водонапорного режима довольно ограниченны.
В связи с этим может понадобиться и искусственное поддержание давления, что следует уточнить путем дальнейшего наблюдения за режимами разработки месторождений, а также при поисково-разведочном бурении на других площадях Притбилисского и Гаре-Кахетинского районов.
Таким образом, геологические и гидрогеологические особенности Притбилисского района обусловили ряд отличительных черт, проявляющихся при разработке нефтяных залежей в эффузивно-осадочной толще среднего эоцена.
В частности, разработка залежей при водонапорном режиме может осуществляться лишь при ограниченных отборах жидкости.
Увеличение отборов обусловливает снижение пластового давления, и фонтанный способ добычи возможен лишь при его искусственном поддержании.
Анализ освоения скважин в пределах Ни-ноцминдского участка, характеризуемого низкими пластовыми давлениями и ухудшением коллекторских свойств продуктивных пород, свидетельствует о необходимости вскрытия отложений среднего эоцена на специальных растворах с низкой плотностью и интенсивного и продолжительного испытания с большими депрессиями на пласт.
Учет этих особенностей будет способствовать более эффективному проведению разведки и выбору более оптимального варианта разработки аналогичных залежей.
Рис. 1. Схема строения среднеэоценовых отложений Притбилисского района:
1 - изогипсы по кровле среднеэоценовых отложений, м; а - установленные, 6 - предполагаемые; 2 - тектонические нарушения; 3 - зоны выходов среднеэоценовых отложений на поверхность; 4 - источники термальных вод; 5 - контуры выявленных залежей; скважины месторождений: 6 - Самгори, 7 - Ниноцминда. Локальные поднятия: I - Норио, II - Марткопи, III - Диди-Лило, IV- Телети, V - Южный купол Самгори, VI - Самгори и Патардзеули, VII - Ниноцминда, VIII - Манави, IX - Лиси
Рис. 2. Графики изменения пластовых давлений и отборов жидкости на месторождениях Самгори, Патардзеули и Ниноцминда.
Кривые: 1 - добычи нефти, 2 - пластового давления, 3 - добычи воды; периоды: 4 - интенсивного падения дебитов термальных источников, 5 - восстановления термальных источников; 6 - ввод в эксплуатацию скважин на площади Ниноцминда
Автор: Г. Ованесов, Г. Усанов, А. Красовский (ИГиРГИ), Н. Лисовский (Миннефтепром), Д. Папава (Грузнефть)
