К оглавлению

Геологическое строение продуктивного пласта-основа проведения мероприятий по усовершенствованию разработки залежей нефти

М. И. Максимов, Б. Т. Баишев, Ю. П. Гаттенбергер, М.Х. Мусин

На месторождениях, разбуренных первой очередью эксплуатационных скважин, необходимо изучать детали строения нефтеносных пластов, так как, не зная строения этих пластов, нельзя контролировать разработку, намечать мероприятия по регулированию ее, обосновывать места заложения последующих эксплуатационных и нагнетательных скважин и в конечном счете повышать степень извлечения запасов нефти из недр. Такие детальные исследования имеют большое значение для крупнейших месторождений Волго-Уральской области, строение продуктивных пластов которых вызывает много дискуссий.

Особенно велики разногласия о расчленении эксплуатационного объекта ДI Туймазинского и соседних Александровского и Бавлинского месторождений. Одни исследователи насчитывают в объекте до девяти пропластков [1, 2], другие - до одиннадцати [3], а в последнее время появилась статья, в которой объект ДI подразделен на пять «групп коллекторов» или «пластов» [4]. Нельзя сказать, что эти схемы неверны или исключают друг друга; в отдельных разрезах песчаники ДI действительно расслоены на различное число пропластков. Однако нельзя забывать, что на больших площадях пласт ДI представлен монолитным нерасчлененным песчаником. На других не менее обширных участках имеются только 2-3 пропластка. Поэтому выделяемые пропластки, играющие важную роль для обнаружения застойных зон и плохо вырабатываемых целиков нефти, связаны друг с другом и не обязательно должны быть самостоятельными объектами для разработки, что ранее подчеркивалось проф. М.А. Ждановым [1].

На заседании Технико-экономического совета Башкирского совнархоза в г. Октябрьск 19-24 марта 1958 г. было отмечено, что если бы в период проектирования разработки было известно о сообщаемости пластов ДII и ДI то даже эти пласты, содержащие огромные запасы нефти, было бы рационально объединить в один объект и разрабатывать единой системой скважин. Напомним при этом, что пласт ДII связан с пластом ДI только на 1 % площади залежи, а на остальных 99% между пластами залегает надежный аргиллито-алевролитовый раздел мощностью до 10 м и более. Внутри же пласта ДI все пропластки связаны очень тесно. Даже самый верхний, наиболее изолированный пропласток песчаника связан с нижележащими песчаниками более чем на 20% площади своего развития.

Эти данные не позволяют согласиться с авторами статьи [4], которые предлагают ввести дифференцированную эксплуатацию каждой из выделяемых групп песчаников в пределах объекта Д1 «в качестве одного из главных мероприятий по усовершенствованию системы разработки» (курсив наш). Каким образом может быть практически реализовано это предложение? Раздельная эксплуатация пропластков в пробуренных скважинах не увеличивает выработку запасов. Следовательно, чтобы обеспечить раздельную эксплуатацию каждой группы коллекторов, необходимо увеличить число скважин по крайней мере в 2 раза и более. А так как ввод новых скважин увеличит текущую добычу нефти из залежи незначительно, то предлагаемое мероприятие по усовершенствованию разработки Туймазинского месторождения [4] приведет к тому, что десятки миллионов рублей будут затрачены на увеличение нефтеотдачи пласта через десятки лет на несколько процентов, в то время, когда требуется резко увеличить добычу нефти по стране, обеспечить выполнение семилетнего плана при наименьших капитальных и эксплуатационных затратах.

Даже если бы выделяемые пять групп песчаников [4] были самостоятельными пластами, то и тогда нельзя было бы согласиться с упомянутым выше предложением. При общей мощности песчаников ДI 10 м каждый пласт имел бы среднюю мощность 2 м. Ясно, что бурить на глубину более 1700 м раздельные сетки скважин на песчаники мощностью 2 м, которые можно объединить одним фильтром, нет никакого смысла. Поэтому это предложение [4] нельзя считать правильным. Нефть же из верхних прослоев можно извлечь путем возврата скважин, эксплуатирующих монолитную нижнюю часть пласта ДI и пласт ДII, и лишь в редких случаях, возможно, придется пробурить несколько скважин.

Нецелесообразность выделения пропластков пласта ДI как самостоятельных объектов для эксплуатации отмечалась и ранее, поэтому некоторые исследователи объединяют их в более крупные подразделения (пачки) по степени связанности пропластков друг с другом [2, 3 и др.].

Все изложенное выше подтверждает необходимость разностороннего изучения строения продуктивных пластов, включая пространственное распространение отдельных пропластков и участков их слияния с выше- и нижележащими коллекторами. С этой целью во ВНИИ и УфНИИ за последние годы было проведено разностороннее изучение продуктивных девонских пластов. Разрезы скважин коррелировались по частой сети взаимно-перпендикулярных профилей, охвативших все скважины. Всего по Туймазинской площади было построено 105 профилей, по Александровской - 34 и по Бавлинской - 42. Для сопоставления продуктивных отложений использовались не только общеизвестные реперы «средний» и «верхний» известняк, но и прослои аргиллитов среди песчаников ДI, которые лучше выдержаны по площади, чем песчано- алевритовые пропластки, так как наличие глинистой фации означало наступление относительно спокойной, более удаленной от берега обстановки осадконакопления пашийского морского бассейна.

В результате проведенных исследований было установлено, что все пропластки пласта ДI объединяются в три пачки, которые на большей части площади изолированы друг от друга, но внутри них отдельные пропластки песчаников тесно связаны. Для каждой пачки составлялись карты по ее кровле и подошве, карты изопахит, равной пористости, проницаемости и т. д. (Следует отметить, что карты по отдельным пачкам, а ранее - пропласткам, о необходимости построения которых пишется в статье [4], составляются во ВНИИ и УфНИИ уже с 1954 г.). Основной наиболее мощной частью пласта ДI является средняя пачка; она распространена по всей площади месторождения и далеко за его пределами. Верхняя пачка распространена более чем на 50% площади месторождения, нижняя представлена линзами песчаников среди пород «раздела» между пластами ДII и ДI и вскрыта единичными скважинами.

Нельзя говорить о рукавообразной форме распространения коллекторов средней, верхней и нижней пачек, как это делают Н.Г. Устинов и другие [4], которые на основе неверных предположений о рукавообразном залегании коллекторов всех пропластков пласта ДI приходят к выводу, что внутриконтурное заводнение залежи якобы приведет к оставлению больших целиков нефти, прижатых к бортам рукавов. Наоборот, внутриконтурное заводнение, к которому уже приступили работники НПУ Туймазанефть, проводится в центре залежи, где мощность всех пропластков наибольшая и почти все. они объединены и где, следовательно, имеются наилучшие условия для вытеснения нефти из всех пропластков и более равномерного продвижения воды также по всем пропласткам. Авторы статьи [4], очевидно, понимают слабую обоснованность своих предположений о руковообразном залегании пластов, поскольку указывают, что даже наименее выдержанный пласт «а» и то распространен не менее чем на половине площади месторождения, а пласт «б» (Д0) распространен на всем юго-восточном крыле структуры, образуя «огромную линзу» [5].

О полосовидном залегании можно говорить только по отношению к так называемым песчаникам размыва, которые выполняют размытые участки глинистых пород раздела. Однако опасения об оставлении здесь целиков нефти были бы справедливы, если бы песчаники размыва образовывали линзу, отделенную от основного пласта непроницаемыми породами. Но эти предпосылки, а также утверждение, что песчаники размыва почти «не имеют гидродинамической связи с основными песчаными пластами» [5], совершенно не соответствуют фактическим данным по всем основным участкам развития песчаников размыва. В большинстве случаев песчаники размыва связаны монолитно с остальными песчаниками, что видно на прилагаемом профильном разрезе (см. рисунок) и на рисунке в упоминаемой статье [4]. Гидродинамическая связь песчаников размыва с основными пластами ясна, ибо в противном случае не было бы связи между пластами ДII и ДI которая доказана; в песчаниках размыва должна быть отдельная изолированная залежь нефти, чего не наблюдается; вода по всей мощности монолитной части ДI не распространялась бы, как это наблюдалось в районе скв. 833, 717, 846, 848, 1276 и 722 и т. д.

Песчаники размыва, связывая пласты ДII и ДI играют большую роль в обводнении пласта ДI за счет перетока воды из пласта ДII В результате неконтролируемого стихийного перетока нижняя часть пласта ДI преждевременно обводняется, тогда как верхние пропластки остаются непромытыми за фронтом продвинувшейся воды. Приводимый в статье [4] пример со скв. 164, через которую якобы закачивали воду в пласт ДI а не в ДII и попытка на основании этого уменьшить действительные размеры и опасность перетока неубедительны. По скв. 164 из-за особенностей ее конструкции (забой вскрыт из-под башмака обсадной колонны) разрез отложений не полный, не проведен даже непрерывный электрокаротаж, поэтому говорить категорически о расчленении ее разреза нельзя, а по сопоставлению с соседними скважинами интервал нагнетания соответствует пласту ДII.

О перетоке свидетельствуют процесс образования зон обводнения пласта ДI в центре залежи, в районе скв. 717- 1301, 846-847 и 1292, аномально высокие пластовые давления на этих участках и многие другие факты. Не отрицая перетока «вообще» и тут же его фактически отвергая, авторы статьи [4] пытаются представить обводнение пласта ДI нормальным процессом, не опасным для разработки. Это приводит к тому, что до сих пор продолжается неконтролируемое и нерегулируемое обводнение пласта ДI Затягивание внедрения внутриконтурного заводнения все более усугубляет неравномерность продвижения водонефтяного контакта в зонах перетока, а, следовательно, и опасность увеличения потерь нефти в пласте. Основная цель внутриконтурного заводнения заключается в том, чтобы управлять перемещением водонефтяного контакта в неоднородном пласте, а не наблюдать происходящую порчу месторождения [6].

Все изложенное выше показывает, что усовершенствование разработки нефтяных месторождений накладывает на работников геологической службы большую ответственность. Односторонняя и недостаточно детальная обработка фактических данных, частичное использование их, а также некомплексный подход к вопросам разработки могут привести к неверным предложениям по разработке залежей, реализация которых влечет за собой колоссальные затраты. Поэтому для выявления строения продуктивных пластов нефтяных залежей требуется тщательный всесторонний анализ всего имеющегося материала. Необходимо дальнейшее развитие как традиционных методов изучения пластов, так и новых, включая гидрологическую разведку, применение глубинных дебитомеров, расходомеров, которые повысят эффективность промыслово-геологических исследований на нефтяных месторождениях.

ЛИТЕРАТУРА

1.     Жданов М.А., Воинов В.В. Практика изучения продуктивного пласта при помощи зональных карт. Труды Академии нефтяной промышленности, вып. III, 1956.

2.     Воинов В.В. Опыт корреляции разрезов скважин и выделения продуктивных пластов. Труды ВНИИ, вып. 11, 1957.

3.     Максимов М.М. Особенности формирования девонских отложений (пласт ДI) Бавлинского нефтяного месторождения и методика их изучения с помощью зональных карт. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, № 3, 1958.

4.     Устинов Н.Г., Дорофеева Е.С., Анпилогов А.П. О состоянии разработки Туймазинского месторождения. Геология нефти и газа, 1960, № 4.

5.     Устинов Н.Г. Корреляция и строение продуктивных терригенных отложений девона Западной Башкирии. ННТ, геология, № 6, 1959.

6.     Крылов А.П., Максимов М.И., Байрак К.А., Пермяков И. Г. Мероприятия по усовершенствованию системы разработки Туймазинского нефтяного месторождения. Нефт. хоз. № 2, 1959.

ВНИИ

 

Рисунок Геологические профили.

1 - верхняя и 2 - средняя пачки песчаников ДI, 3 - песчаники размыва.