К оглавлению

Литологические залежи нефти в девонских отложениях Урало-Поволжья

Ю. П. ГАТТЕНБЕРГЕР, Э. М. ХАЛИМОВ

В терригенных отложениях среднего и верхнего девона Урало-Волжской нефтеносной области выявлены богатейшие залежи нефти. Большинство из них приурочено к песчано-алевритовым пластам, получившим названия Д_I, Д_II, Д_IV, и относится к структурному сводовому типу залежей. Цитологическая изменчивость пород в таких залежах приводит к образованию «лысых» мест, участков различной продуктивности, отдельных застойных в той или иной мере изолированных зон и т. д., что создает определенные трудности при разработке, но не играет решающей роли в формировании этих залежей. Непосредственная причина скопления нефти в таких залежах заключается в структурном изгибе нефтесодержащих пород на данных участках.

Наряду со структурными залежами в последние годы в девонских отложениях выявлены многочисленные залежи нефти литологического типа. Аккумуляция нефти здесь, а следовательно, и само образование этих залежей обусловлены в первую очередь литологической изменчивостью пород, вмещающих нефть, наличием в них зон плохо проницаемых пород, препятствующих миграции нефти и служащих экранами. Количество открытых залежей литологического типа с каждым годом увеличивается и их промышленное значение возрастает. В то же время эти залежи изучены менее детально, чем сводовые залежи.

Уместно отметить, что по данным зарубежной печати залежи литологического типа играют весьма значительную роль в общем балансе добычи нефти в капиталистических странах. Среди них известны очень крупные залежи. Например, типичным месторождением литологического типа является Пембина (Канада, провинция Альберта), продуктивная площадь которого превышает 1600 км², а промышленные запасы по самым осторожным подсчетам достигают 130 млн. т. Оно расположено на полотой моноклинали и приурочено к местной зоне развития песчаников, которые во всех направлениях замещаются глинами.

Среди залежей литологического типа, открытых в девонских отложениях Урало-Поволжья, могут быть выделены в соответствии с классификацией М.Ф. Мирчинка [5] две группы залежей:

залежи линзовидные (литологически ограниченные по И.О. Броду [2]);

залежи, обусловленные выклиниванием нефтесодержащего пласта или замещением его непроницаемыми породами (пластовые, литологически экранированные по И.О. Броду).

Линзовидные залежи нефти в девонских отложениях Урало-Волжской области встречены в породах кыновских слоев и пашийской свиты франского яруса и в породах живетского яруса. Все эти залежи приурочены к местным скоплениям песчано-алевритовых пород, окруженным со всех сторон практически непроницаемыми глинистыми породами. Размеры линзовидных залежей и их промышленная значимость весьма различны.

Линзовидные залежи нефти в кыновских слоях известны на большинстве разведочных и промысловых площадей, где проводится глубокое бурение на девонские отложения. В частности, многочисленные линзы песчаников, насыщенных нефтью, известны на месторождениях Ромашкинском, Туймазинском, Шкаповском и других. Большинство залежей занимает ограниченную площадь и вскрывается одной-двумя, редко несколькими скважинами. Мощность нефтеносных песчаников обычно не превышает 2 м. Эксплуатация этих залежей может быть осуществлена после выработки основных нефтеносных горизонтов, залегающих ниже, путем возврата скважины.

В пашийской свите линзовидные залежи нефти известны на Шкаповском месторождении в пласте Д₀. На рис. 1 приведена литолого-фациальная схема пласта Д₀ Шкаповского месторождения. Все вскрытые песчано-алевритовые линзы в глинистых породах нефтеносны. Эти залежи значительно крупнее линзовидных залежей кыновских слоев. Мощность нефтеносных песчаников достигает 4,5 м. Скв. 31, эксплуатирующая одну из линзовидных залежей пласта Д₀, работает более 2 лет со средним дебитом 25 т/сутки. За этот период скважиной извлечено более 10 тыс. т нефти.

Пласт Д_II верхнеживетского подъяруса, обычно представленный монолитным песчаником, содержит структурные сводовые залежи. Однако на некоторых площадях пласт Д_II полностью замещается глинисто-алевритовыми породами, среди которых прослеживаются небольшие линзы нефтеносных песчаников. Такого рода залежи в пласте Д_II известны на Леонидовском месторождении, где их эксплуатируют четыре скважины с суммарным дебитом 45 т/сутки. Всего нефти отобрано более 10 тыс. т. Литологические залежи нефти промышленного значения известны также в пласте Д_I на Ромашкинском месторождении [4].

На большой территории Западной Башкирии и Восточной Татарии распространен линзовидный песчаный пласт Д_III верхнеживетского возраста. При его опробовании на многих площадях были получены промышленные притоки нефти. В настоящее время он эксплуатируется на Бавлинском, Леонидовском, Туймазинском и Серафимовском месторождениях. На северо-западном крыле Бавлинского месторождения расположена довольно значительная литологическая залежь нефти в пласте Д_III, которая эксплуатируется с 1955 г. тремя скважинами. На 1 января 1957 г. из залежи было отобрано 52 тыс. т нефти. На Леонидовском месторождении из линзовидных залежей в песчаниках пласта Д_III получена нефть в семи скважинах, которые добыли к началу 1957 г. более 10,5 тыс. т нефти. На Серафимовском месторождении залежь пласта Д_III, приуроченная к песчаной линзе ограниченного распространения, эксплуатируется двумя скважинами, которые отобрали 6,5 тыс. т нефти. На Туймазинском месторождении линзы пласта Д_III эксплуатирует скв. 440, подающая до 20 т нефти в сутки, и скв. 319. Сравнительно крупная залежь нефти в песчаной линзе пласта Д_III встречена в южной части Ромашкинского месторождения в районе скв. 42 (рис. 2). Залежь расположена на моноклинальном погружении южного крыла Ромашкинской структуры. С севера, востока и запада она ограничена плохо проницаемыми глинистыми породами, а с юга и юго-востока - водой. При испытании пласта Д_III в скв. 42 в 1951 г. был получен фонтан нефти. При штуцере диаметром 6 мм скважина имела дебит до 32 т/сутки, и за 7 суток было добыто 170 т нефти. Притоки нефти были получены также в соседних скв. 602, 630 и др. Литологические залежи нефти в пласте Д_III кроме того, выявлены на Акташской площади (район скв. 641, 648) и в других участках Ромашкинского месторождения.

Литологические залежи нефти второй группы, приуроченные к границе выклинивания пласта-коллектора или к зоне замещения его плохо проницаемыми породами, менее распространены по сравнению с линзовидными залежами, но имеют гораздо большее практическое значение благодаря крупным запасам нефти и высоким дебитам скважин. Эти залежи выявлены в кыновских слоях франского яруса, в пласте Д_Iу верхнеживетского подъяруса и, возможно, в пашийской свите.

На рис. 3 приведена карта мощности коллекторов кыновских слоев в северо-западной части Ромашкинского месторождения, где обнаружена крупная залежь нефти литологического типа. Песчано-алевритовый пласт кыновских слоев заливообразной формы распространен на большой площади.

В южном, западном и восточном направлениях песчано-алевритовые породы полностью замещаются глинами. Мощность коллекторов изменяется от 0 до 6 м на северном участке. В соответствии с общим падением слоев пласт полого погружается в северо-западном направлении. На всей разведанной части площади пласт по данным кернового и каротажного материала нефтеносен. Водонефтяной контакт не обнаружен. Опробование проводилось довольно большим числом скважин (более 20), часть из которых эксплуатируется до настоящего времени. Дебиты нефти по скважинам изменяются от нескольких тонн до 40-50 т/сутки при штуцере диаметром 4-6 мм. Производительность скважин и устойчивость дебита во времени в значительной степени зависят от местоположения скважин, резко ухудшаясь при приближении к границе распространения коллекторов. В этих же участках происходит крайне быстрое падение пластового давления [8].

Типичная залежь литологического типа, приуроченная к зоне замещения проницаемых пород непроницаемыми, открыта в пласте Д_IV на Аксаковской площади в юго-западной части Башкирии (рис. 4). Нефтеносный пласт Д_IV сложен разнозернистым, преимущественно средне- и крупнозернистым песчаником с примесью гравийных зерен. Вверх по восстанию слоев девона песчаник, теряя коллекторские свойства, переходит в более глинистые разности. Зона развития глинистых пород служит экраном, ограничивающим залежь с севера. С юга залежь нефти подстилается пластовой водой. Замыкание контура нефтеносности происходит благодаря изогнутой форме границы литологического замещения пласта и структурному изгибу пород, образующих Аксаковское поднятие. Залежь пласта Д_IV Аксаковской площади эксплуатируется скв. 8 и 29, которые подают ежесуточно 85 т высококачественной легкой нефти.

Литологическая залежь аналогичного строения, но меньших размеров открыта на Стахановской площади в Западной Башкирии (рис. 5). Залежь расположена в пределах структурного «носа», прослеженного на фоне пологой моноклинали. Нефтеносные песчаники пласта Д_IV, вскрытые скв. 1 и 15, вверх по восстанию слоев девона замещаются глинистыми, практически непроницаемыми породами, которые служат экраном для залежи нефти. Граница литологического замещения имеет изогнутую форму.

На примере нефтяных залежей пласта Д_IV Аксаковской и Стахановской площадей видна условность предлагаемого некоторыми исследователями [7] выделения среди литологических залежей группы структурно-литологических и фациально-литологических залежей. В основу этого подразделения кладется форма границы литологического замещения пласта, обусловливающая замыкание контура нефтеносности залежи. Для залежей первой группы характерно то, что их замыкание происходит вследствие пересечения структурно изогнутых слоев более или менее прямолинейной границей литологического замещения. Для залежей второй группы характерно наличие изогнутой границы литологического замещения; для замыкания контуров этих залежей нет необходимости в структурном изгибе слоев.

Изучение конкретных залежей показывает, что практически выделить эти группы весьма затруднительно. В частности, для рассмотренных залежей пласта Д_IV Аксаковской и Стахановской площадей замыкание контуров нефтеносности происходит как из-за изогнутости границы литологического замещения пород (признак фациально- литологических залежей), так и из-за структурного изгиба слоев (признак структурно-литологических залежей).

Возрастающее промышленное значение залежей нефти литологического типа, большое количество открытых залежей и сложность их геологического строения заставляют остановиться на вопросах поисков и разведки этих залежей.

Открытие залежей нефти литологического типа связано с большими трудностями, которые тем более возрастают в платформенных условиях, где продуктивные пласты не обнажаются на поверхности и изучение их может производиться только по материалам пробуренных скважин. Для выявления перспективных участков необходимы тщательное литолого-петрографическое изучение пород и составление литолого-фациальных и палеогеографических карт, точность построения которых в первую очередь зависит от количества имеющегося материала, т. е. в конечном счете от плотности сетки скважин. Только при большом количестве пробуренных скважин прогнозы нахождения литологических залежей на тех или иных участках могут быть достаточно обоснованными. Вследствие того, что размеры литологических залежей в девоне по сравнению с обычными девонскими залежами невелики, для поисков залежей литологического типа необходимо большое количество разведочных скважин, которые следует располагать на относительно небольших расстояниях друг от друга. Поэтому поиски и разведка литологических залежей нефти в девонских отложениях восточной части Русской платформы требуют больших затрат.

В настоящее время, когда на территории Волго-Уральской нефтеносной области имеется еще большое количество неразведанных структур, перспективных для нахождения сводовых залежей, специальное разведочное бурение для поисков залежей нефти литологического типа в большинстве случаев не может быть признано рациональным. Однако возможность нахождения их, а также и стратиграфических залежей [3, 6] не должна упускаться из виду.

Литологические залежи нефти в терригенных отложениях девона главным образом открывались попутно при бурении скважин для поисков, разведки и разработки структурных сводовых залежей. Основные сводовые залежи нефти содержатся в пласте Д_I пашийской свиты, расположенном в верхней половине терригенной толщи девона. По этой причине многие скважины, в особенности эксплуатационные и нагнетательные, заканчиваются бурением в отложениях пласта Д_I и не вскрывают нижележащие породы девона. При такой системе бурения могут быть открыты литологические залежи кыновcких слоев и пласта Д₀, которые располагаются выше пласта Д_I, а возможные залежи нефти в песчаниках нижележащих пластов Д_II, Д_III и Д_IV не выявляются. В последующем поиски этих залежей путем бурения новых скважин или же углубления ранее пробуренных будет трудно организовать и они потребуют больших затрат. Для выявления залежей в пластах Д_II, Д_III и Д_Iу необходимо, чтобы большинство глубоких скважин, бурящихся на девонские отложения, вскрывало весь разрез терригенного девона, а не ограничивалось лишь его верхней частью.

В связи с изложенным выше нельзя согласиться с предложением об уменьшении глубины эксплуатационных и нагнетательных скважин и вскрытии только пласта Д_I и подстилающих его аргиллитов на Ромашкинском месторождении [1]. Как указывалось выше, на этом крупнейшем нефтяном месторождении даже сравнительно редкой сеткой разведочных скважин удалось выявить несколько залежей нефти в пластах Д_II, Д_II и Д_IV промышленного значения. Несомненно, что при более детальном изучении этих пластов, при сгущении сетки скважин будут открыты еще новые залежи нефти. Этот прирост запасов сможет дать большой экономический эффект, несомненно, превышающий все расходы по углублению скважин, тем более, что освоение таких запасов, расположенных на уже разрабатываемых промысловых площадях, по существу не требует дополнительных затрат на обустройство промыслового хозяйства и нефть пластов Д_III и Д_IV обладает лучшими качествами (более легкая, менее смолистая и сернистая, с наибольшим выходом светлых фракций) по сравнению с нефтью пласта Д_I

Показателен в этом отношении опыт НПУ Октябрьскнефть Башкирской АССР. При массовом эксплуатационном разбуривании сводовой залежи нефти пласта Д_I Леонидовского месторождения все эксплуатационные и нагнетательные скважины бурились со вскрытием всего разреза терригенной толщи девона. Благодаря наличию плотной сетки скважин удалось разведать и полностью оконтурить крупную залежь нефти в пласте Д_IV и выявить несколько залежей в пласте Д_III. Все затраты, связанные с проходкой дополнительных 30-40 м по каждой скважине, полностью окупились, и был получен значительный прирост запасов нефти.

ЛИТЕРАТУРА

1. Бегишев Ф.А. и Чоловский И.А. О возможности уменьшения глубины эксплуатационных и нагнетательных скважин на Ромашкинском месторождении. Новости нефтяной техники, Геология, № 2, 1957.

2. Брод И.О. Залежи нефти и газа. Гостоптехиздат, 1951.

3. Гаттенбергер Ю.П. Некоторые особенности строения нижней части терригенной толщи девона Западной Башкирии и Восточной Татарии. Новости нефтяной техники, Геология, № 1, 1958.

4. Мальцев М.В. Геологическое строение Ромашкинского нефтяного месторождения. Геология нефти, 1957, № 11.

5. Мирчинк М.Ф. О принципах классификации залежей нефти и газа. Нефт. хоз., № 5, 1955.

6. Мирчинк М.Ф. и Бухарцев В.П. Об условиях распределения нефтяных залежей в девоне Волго-Уральской области. Нефтегазоносность Урало-Волжской области. Тр. совещания по проблеме нефтегазоносности Урало-Поволжья. Изд. АН СССР, 1956.

7. Успенская Н.Ю. О принципах классификации залежей нефти и газа. Нефт. хоз., № 6, 1955.

8. Свищев Б.С. и Валеев Р.Н. Песчано-алевритовые отложения Михайловского горизонта франского яруса и условия их образования на Ромашкинском месторождении. Татарская нефть, № 2, 1957.

ВНИИ, Аксаковнефть

Рис. 1. Шкаповское месторождение. Схема литолого-фациального строения пласта Д₀. (Сост. Ю.П. Гаттенбергер.)

1-участки развития песчаников; 2-участки развития алевролитов; 3 - изогипсы по кровле пласта Д_I; 4- внешний контур нефтеносности пласта Д_I; 5 - граница распространения пласта Д₀.

Рис. 2. Южная часть Ромашкинского месторождения. Схема литолого-фациального строения пласта Д_III (По Р.В. Поликарповой.)

1-участки развития песчаников; 2-изогипсы по кровле пласта Д_III- 3-границы распространения песчаников пласта Д_III; 4-внешний контур нефтеносности.

Рис. 3. Северо-западная часть Ромашкинского месторождения. Схематическая карта мощности коллекторов кыновских слоев. (По Р. В. Поликарповой.)

1-участки развития песчано-алевритовых пород; 2 - участки развития глинистых алевролитов; 3-изолинии мощности коллекторов; 4 - граница распространения коллекторов.

Рис. 4. Аксаковское месторождение. Схема литолого-фациального строения пласта Д_IV, (Сост. Э.М. Халимов.)

1 - граница распространения коллекторов; 2-нефтеносная площадь; 3 - изогипсы по реперу „средний известняк".

Рис. 5. Стахановское месторождение. Схема литолого-фациального строения пласта Д_IV. (Сост. Ю.П. Гаттенбергер.)

1-нефтеносная площадь; 2-граница распространения коллекторов; изогипсы проведены по реперу „средний известняк".