Колекторські властивості ефузійних порід родовища Мурадханли (Азербайджан)

Анотація

Про наявність скупчень нафти в магматичних породах відомо доволі давно. За оцінками фахівців-геологів запаси нафти у вивержених та вивітрених метаморфічних породах досягають 1 % від розвіданих світових запасів нафти. На Шаїмському родовищі (Західний Сибір) нафту знайдено у вивітрілих гранітах фундаменту. У вивержених породах виявлено нафту на родовищах штату Техас (США), серед яких найбільш відомим є родовище Літтон-Спрінгс. У західній частині басейну Лос-Анджелес нафта залягає у метаморфізованих сланцях, пористість яких зумовлена розвитком тріщин у покрівлі кристалічних сланців. Із серпентинітів видобувають нафту на Кубі. На Хухринському газовому родовищі, що розміщується на північно-західному закінченні Дніпровсько-Донецької западини, нафтогазоносними є утворення кристалічного фундаменту — з них отримані промислові притоки вуглеводнів. На родовище «Білий тигр» (BachHo) (південний шельф В’єтнаму) промислові скупчення нафти також знайдені в кристалічних породах фундаменту.

На родовищі Мурадханли в Азербайджані промислове скупчення нафти виявлена у магматичних породах пізньокрейдяного віку. Природний резервуар нафти та газу родовища Мурадханли тяжіє до зони ерозії верхньої частини розрізу цих порід.

Мета даної роботи: визначення різними способами колекторських властивостей магматичних порід родовища Мурадханли.

Запропоновано спосіб оцінювання кінцевої нафтовіддачі колекторів складної будови для корисної ємності та нафтовіддачі гомогенних середовищ; використані різні варіанти об’ємного методу для колекторів зі складною структурою порового простору, що заповнюють складний та неоднорідний природний резервуар; для інтервалу дослідження розраховані запасів вуглеводнів підвищеної та вторинної ємності; наведено розподіл запасів нафти з правосторонньою асиметрією, для яких характерне співвідношення Мо<Ме<X; встановлено, що в ефузивних колекторах нафтонасичення та фільтрація флюїдів обумовлені тектонічною тріщинуватістю та кавернозністю. Проникність змінюється в широкому діапазоні: 0,73∙10−15—1,31∙10−15 м2 ; найбільше значення питомої щільності тріщин 0—0,1 см/см2 , середнє — 0,29, з глибиною тріщини ці значення зменшуються від 0,9 до 0,1 см/см2 . Дослідження показали, що природний резервуар нафти та газу родовища Мурадханли тяжіє до зоні ерозії верхньої частини розрізу магма><X встановлено, що в ефузивних колекторах нафтонасичення та фільтрація флюїдів обумовлені тектонічною тріщинуватістю та кавернозністю.

Проникність змінюється в широкому діапазоні: 0,73∙10−15—1,31∙10−15 м2 ; найбіль[1]ше значення питомої щільності тріщин 0—0,1 см/см2 , середнє — 0,29, з глибиною тріщини ці значення зменшуються від 0,9 до 0,1 см/см2 .

Дослідження показали, що природний резервуар нафти та газу родовища Мурад[1]ханли тяжіє до зоні ерозії верхньої частини розрізу магматичних порід.