К оглавлению

Новые крупные объекты разработки нефтяных залежей Башкирии

А.В. КОПЫТОВ, А.В. БЕЛОВ

Основными объектами разработки нефтяных залежей в Башкирии до последнего времени считались продуктивные горизонты девона и нижнего карбона с песчаными коллекторами и массивные рифовые залежи сакмаро-артинского возраста нижней перми.

В настоящее время разведочным бурением установлены промышленные скопления нефти в северо-западной части Башкирии на большой площади в карбонатных отложениях верейского, каширского и подольского горизонтов среднего карбона. Так, например, на площадях месторождений Арланского, Касевского, Николо-Березовского, Акинеевского, Ново-Хазинского, Юсуповского, Дюртюлинского и других обнаружены большие промышленные скопления нефти в низах подольского и в верхней части каширского горизонтов, образующих единый каширо-подольский продуктивный горизонт со сплошной нефтеносностью. На территории Чераульского месторождения также были обнаружены промышленные скопления нефти в карбонатных породах верейского и каширского горизонтов.

Верейский, каширский и подольский горизонты нефтеносны в пределах Бирской седловины, расположенной между Татарским и Башкирским сводами. Бирская седловина ограничивается с запада и востока соответственно восточным склоном Татарского свода и западным склоном Башкирского. На севере, постепенно расширяясь и углубляясь, она сливается с Верхнекамской впадиной, а на юге переходит в моноклинальный склон платформы (рис. 1).

Интервалы нефтеносности описываемых отложений слагаются в основном серыми известняками, светло-серыми и буровато-коричневыми от присутствия в их порах нефти, глинистыми, часто доломитизированными, с включениями и тонкими прослоями голубовато-серого ангидрита, гипса, кальцита и кремня. Среди известняков встречаются прослои доломитов, редко глин и мергелей. По керну и геофизическим материалам в разрезе выделяются плотные и пористо-кавернозные разности. Коллекторами, содержащими нефть в отложениях верейского, каширского и подольского горизонтов, являются пористо-кавернозные разности известняков и доломитов, залегающих в виде пластов различной мощности. Мощность пород, содержащих нефтенасыщенные прослои, достигает на Арланском месторождении 30-35 м, а на Чераульском - до 115 м. Суммарная мощность нефтенасыщенных прослоев 18,5 м (скв. 10, Арлан) и 21,4 м (скв. 6, Чераул).

Петрографическими исследованиями нефтенасыщенных образцов керна из отложений среднего карбона Арланского месторождения установлено, что поры в образцах самые различные - от микроскопических до мелких каверн диаметром до 2-3 мм, однако в среднем от 0,02 до 0,4 мм. Сечения поровых каналов имеют различную конфигурацию - от округлой до самой причудливой. Распространены поры, имеющие замкнутый и полузамкнутый характер. По-видимому, пористость и кавернозность имеют вторичный характера образовались они за счет процессов выщелачивания и доломитизации.

Трещиноватость в карбонатных отложениях верейского, каширского и подольского горизонтов встречается редко. Трещины обычно бывают заполнены каким-либо материалом: глиной, битумом, ангидритом, кальцитом. В общем распространение трещиноватости в указанных отложениях крайне ограничено, и поэтому она не является фактором, обусловливающим их нефтеемкость.

Карбонатные породы описываемых горизонтов опробованию на приток подвергались только на Арланском и Чераульском месторождениях.

Для опробования на приток нефти каширо-подольских отложений на Арланском месторождении специально пробурено несколько скважин глубиной 800-860 м, дублирующих скважины на более глубокие горизонты. Расстояние между центрами стволов дублеров и основных скважин равно 1,2 м. Бурение дублеров и основных стволов скважин производилось одним и тем же оборудованием и с одного и того же основания станками УРАЛМАШ 3Д и УРАЛМАШ 5Д следующим образом. Перед бурением основного ствола фонарь вышки наклонялся в сторону лебедки под углом около одного градуса, а ротор перемещался в ту же сторону от центра основания на 60 см. После спуска эксплуатационной колонны в основной ствол, а в некоторых случаях после опробования угленосной толщи, для бурения скважины-дублера фонарь наклонялся на тот же угол в обратную сторону (к мосткам), а ротор перемещался на 1,2 м от основного ствола (60 см от центра), ближе к мосткам. Затем бурили и скважины-дублеры.

При опробовании каширо-подольских отложений и испытании скважин на приток на Арланском месторождении при компрессорном способе эксплуатации были получены следующие суточные дебиты нефти: по скв. 34А - 3,4 т/сутки; по скв. 35А - 8,1 т/сутки; по скв. 38А- 13,2 т/сутки; по скв, 45А- 9,6 т/сутки; по скв. 52А-14,5 т/сутки. При опробовании на Чераульском месторождений верейского горизонта в скв. 6 был получен приток нефти с дебитом 12,3 тсутки (интервал глубин 937- 944 м), а при опробовании каширского горизонта в скв. 27-1,8 т/сутки (интервалы 962-969 м и 1002-1007 м). Приток нефти из каширского горизонта также получен в скв. 6.

Таким образом, в результате опробования установлена промышленная ценность верейского, каширского и подольского горизонтов.

На описываемой площади нефтеносности этих горизонтов основные запасы нефти сосредоточены в песчаниках угленосной толщи нижнего карбона. Ниже приведена характеристика нефтей верейского, каширского и подольского горизонтов в сравнении с нефтями основного продуктивного горизонта угленосной толщи.

Из приведенного видно, что нефти верейского, каширского и подольского горизонтов по своим качествам лучше нефтей угленосной толщи. Они легче и содержат меньше серы. Газовый фактор почти в 2 раза выше. Залегают они на меньшей глубине.

Режим залежей нефти верейского, каширского и подольского горизонтов будет определен из следующего.

Скопление нефти приурочено к пористым разностям карбонатных пород. В разрезе скважин выделяется до 13 пористых нефтенасыщенных прослоев мощностью от 0,6 до 7,6 м, залегающих между плотными породами. Средняя же мощность пористых прослоев составляет 1,5-2 м. Пористые прослои пород при сопоставлении разрезов скважин не выдерживаются, а замещаются плотными практически непроницаемыми породами на коротких расстояниях.

Обнаружена еще одна особенность пористых разностей коллекторов - наличие изолированных пустот в породе. Для определения пористости и проницаемости было исследовано более 300 образцов, отобранных из скважин Арланского месторождения. Результаты исследований представлены на рис. 2. Средняя пористость пород, приходящихся на интервалы пористых прослоев, залегающих среди плотных отложений, составляет 20%, а проницаемость - 30 миллидарси.

Из рис. 2 видно, что встречается большое количество практически непроницаемых образцов при их высокой пористости. Отсутствуют образцы с пористостью в 25% и выше, которые характеризуются как непроницаемые. Однако по мере снижения пористости процент таких образцов растет по кривой, изображенной на графике. Например, при пористости 17% более 50% образцов непроницаемы. При отсутствии функциональной зависимости между пористостью и проницаемостью после исключения всех непроницаемых образцов карбонатных пород по средним значениям наблюдается увеличение проницаемости с увеличением их пористости. Эти данные указывают на практически полное отсутствие связи между порами в отдельных образцах керна; причем изолированные пустоты не будут играть существенной роли в перемещениях жидкости по породе при ее дренировании.

Характер строения продуктивных пластов и описанные выше особенности коллекторов позволяют сделать вывод об изолированности гидродинамической системы и о плохой связи нефтеносной области с законтурной частью пласта. С этим согласуются результаты гидрогеологических исследований вод из отложений среднего карбона (УфНИИ, 1958-1959 гг.) на ряде месторождений северо-западной Башкирии. Воды указанных отложений характеризуются высокой степенью метаморфизации, что также свидетельствует о застойных условиях бассейна.

Среднее начальное пластовое давление по замерам глубинными манометрами в забоях закрытых скважин составляет 95-105 ат. Давление насыщения нефти газом по исследованиям глубинных проб нефтей составляет 45- 55 ат. Следовательно, начальное пластовое давление выше давления насыщения на 40-50 ат.

При такой характеристике залежи нефти можно предвидеть условия работы и режим во время ее разработки. В первоначальный период разработки будет соблюдаться упругий режим за счет упругой энергии самой нефти и пласта при очень ограниченном восполнении со стороны краевых вод. Быстрое снижение пластовых давлений вызовет переход работы залежи на режим растворенного газа, при котором будет протекать основной период эксплуатации залежи.

Известно, что режим растворенного газа характеризуется низким коэффициентом нефтеотдачи пласта, тем более при сравнительно низком газовом факторе по башкирским нефтям. Характер строения продуктивных горизонтов и особенности карбонатных коллекторов показывают, что для увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта обычные широко известные методы поддержания пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнения будут мало эффективны. Опыт разработки подобных залежей в Башкирии отсутствует, однако, учитывая большие запасы нефти и растворенного в ней газа в карбонатных отложениях Верейского, каширского и подольского горизонтов, от методов интенсификации добычи (кислотная обработка, подогрев забоев скважин, разрыв пласта и др.) можно ожидать большого эффекта.

На примере Чераульского месторождения можно видеть, что сложность строения продуктивных горизонтов с карбонатными коллекторами создает дополнительные трудности в освоении этого нового крупного объекта добычи нефти и газа.

Нами был обработан весь комплекс геолого-промысловых и геофизических исследований разрезов верейского, каширского и подольского горизонтов в 22 скважинах, выделены интервалы пористых разностей карбонатных пород и определен характер их насыщения. Были просмотрены описания образцов пород, вынесенных при бурении и боковым стреляющим грунтоносом, произведена привязка их к разрезам скважин и сопоставлены образцы пород с геофизическими кривыми стандартного потенциал-зонда, БКЗ, ГК, НГК, микрозондов, газокаротажа и механического каротажа.

После тщательного исследования было замечено, что по разрезу верейского, каширского и подольского горизонтов в некоторых скважинах пористые прослои на первый взгляд хаотично насыщены нефтью и водой, т.е. появилась трудность в установлении вертикального соотношения нефть - вода. Однако такой факт говорит о наличии нескольких продуктивных пластов со своими абсолютными отметками ВНК. Только установление шести реперов, хорошо выделяемых в каждой скважине по электрокаротажу, позволило установить наличие нескольких самостоятельных горизонтов со своими отметками ВНК. Эти реперы нанесены на схему (рис. 3).

Сложность строения залежей нефти верейского, каширского и подольского горизонтов (в разрезе скважин выделяется по нескольку продуктивных пластов, в пределах которых находится до 4-5 пористых прослоев, нефтенасыщенных в повышенных частях структуры) создает большие затруднения при опробовании их на приток, тем более, что на тех же участках площади имеются более мощные объекты для их опробования (угленосная толща).

Залежи нефти в отложениях верейского, каширского и подольского горизонтов приурочены к структурным поднятиям. Характерной особенностью Бирской седловины является соответствие тектонического строения в интервале от кровли турнейского яруса до кровли нижнепермских отложений включительно. Поэтому наблюдается территориальная совместимость (в плане) залежей угленосной толщи и среднего карбона. По площади нефтеносности залежи в отложениях среднего карбона обычно равны или несколько превосходят площади нефтеносности залежей угленосной толщи.

Кроме того, результаты глубокого бурения на разведочных площадях Бирской седловины указывают на региональный характер нефтеносности карбонатных отложений среднего карбона.

Из этих положений можно сделать вывод, что в пределах Бирской седловины площади, перспективные на нефть в угленосной толще, нужно рассматривать как перспективные в карбонатных отложениях верейского, каширского и подольского горизонтов среднего карбона.

Несмотря на большие запасы нефти в карбонатных породах среднего карбона в северо-западных районах Башкирии, из-за отсутствия надежной методики проведения работ по испытанию на приток в разрезах скважин эти отложения оказываются малоизученными, т. е. запасы нефти из-за недостаточной разведанности отложений верейского, каширского и подольского горизонтов не доведены до их промышленных категорий.

В настоящее время задачей научно-исследовательских институтов и в первую очередь УфНИИ является разрешение вопросов, связанных с разработкой методов опробования на приток многих интервалов в одной и той же разведочной скважине, проведение исследовательских работ по изысканию новых методов интенсификации добычи и разработки отдельных продуктивных пластов с тем, чтобы было возможно повысить общий коэффициент использования запасов по сравнению с обычными методами эксплуатации скважин и разработки нефтяных месторождений. Только после доведения больших запасов нефти и растворенного в ней газа в карбонатных отложениях описываемых горизонтов до промышленных категорий можно будет проектировать разработки этих залежей.

В качестве первоочередных площадей, на которые необходимо обратить внимание с точки зрения оценки их нефтеносности в верейском, каширском и подольском горизонтах, следует считать площади, разбуренные на ранней стадии поисково-разведочных работ в северо-западных районах Башкирии, такие, как Орьебашская и другие, на которых в процессе бурения отмечались нефтепроявления в указанных отложениях, но опробование не производилось.

Возможно, что стратиграфический диапазон нефтеносности отложений среднего карбона в Башкирии не ограничен тремя названными горизонтами, а в процессе разведки и освоения новых площадей будет значительно расширен. Наиболее перспективным можно считать башкирский ярус среднего карбона, промышленная нефтеносность которого выявлена за пределами Башкирии на ряде месторождений Волго-Уральской области. В северо-западной Башкирии в башкирском ярусе, как и в перечисленных выше горизонтах московского яруса, имеются прослои пористо-кавернозных разностей известняков и доломитов. Экранирующей поверхностью могут служить плотные разности карбонатов. Признаки нефтеносности башкирского яруса отмечены на многих разведочных площадях северо-западной Башкирии.

УфНИИ

Таблица

	Удельный вес	Газовый фактор, м^3/т	Содержание серы, %	Разгонка по Энглеру, % вес.
				н.к. °С	н.к.- 200°	200- 300°	остаток	потери
Нефть Верейского, каширского и подольского горизонтов	0,878	30	2,7	60	18,2	20,8	60,1	0,9
Нефть угленосной толщи	0,895	17	3,2	63	14,9	18,0	66,4	0,7

Рис. 1. Тектоническая схема северо-западной Башкирии (по Л.Н. Розанову).

1 - валы по нижнепермским и каменноугольным отложениям; II - контуры структур по каменноугольным отложениям; III - нефтяные месторождения: 1 - Арланское; 2 - Ново-Хазинское; 3 - Дюртюлинское; 4 - Акинеевское; 6 - Николо-Березовское; 6 - Касевское; 7 - Орьебашское; 8 - Чераульское; 9 - Воядинское; 10 - Надеждинское; 11 - Илишевское; 12 - Таймурзинское; 13 - Манчаровское; 14 - Чекмагушское.

Рис. 2. Кривые лабораторного исследования образцов керна каширо-подольского продуктивного горизонта.

m - коэффициент пористости в %; К - коэффициент проницаемости в миллидарси; n - процент непроницаемых образцов керна от общего количества исследованных образцов для данной величины пористости.

Рис. 3. Положение ВНК в продуктивных пластах Верейского и каширского горизонтов Чераульского месторождения.

Интервалы карбонатных пород: 1 - пористых нефтенасыщенных; 2 - плотных; 3 – пористых водонасыщенных.