|
УДК 553.982:551.735.15(470.41) |
Особенности строения залежей нефти среднего карбона Новоелховского месторождения
В.С. СУЕТЕНКОВ, А.Г. ШУЛИКОВА (ТатНИПИнефть)
Новоелховское месторождение приурочено к Акташско-Новоелховскому валу западного склона Южно-Татарского свода (ЮТС), четко выраженному по кристаллическому фундаменту и отложениям девона. От Ромашкинского месторождения (центральная часть ЮТС) и Черемшанско-Уратьминской структурной террасы (западный склон ЮТС) вал отделяется довольно узкими Алтунино-Шунакским и Кузайкинским прогибами (рис. 1).
Расчленение и корреляция разрезов скважин по отложениям среднего карбона позволили выявить особенности строения ее продуктивной толщи.
Верейский горизонт представлен двумя пачками. Верхняя сложена алевролито-глинистыми породами толщиной 20-30 м. В ней практически отсутствуют пористо-проницаемые пропластки, и вся она является региональным водонефтеупором для залежей среднего карбона; нижняя представлена карбонатными породами. На площадях западного склона ЮТС в наиболее полных разрезах скважин нами выделено до шести пористо-проницаемых пропластков.
В большинстве скважин верхние пласты верейского горизонта (Вр-4-Вр-6) и нижний (Вр-1) слаборазвиты и включают в основном уплотненные разности глинисто-карбонатных пород.
Нижние пласты-коллекторы (Вр-2 и Вр-3), залегающие под регионально выдержанной плотной пачкой пород, прослежены в разрезах большинства скважин с общей толщиной Вр-2 (1 - 3 м), Вр-3 (3-11 м). Число пористо-проницаемых пропластков в них составляет 1-3. Пласты отделены глинистой пачкой толщиной 0,8-1,0 м и образуют единый природный резервуар пластового типа.
В разрезе башкирского яруса на площадях Новоелховского месторождения выделяется от 1 до 10 пористо-проницаемых пропластков общей толщиной 0,8-12 м, которые переслаиваются прослоями более плотных пород толщиной 0,6-1 м. Пропластки коллекторов и плотных разностей пород отличаются большой невыдержанностью. Сопоставить и проследить их распространение от скважины к скважине даже в пределах небольших поднятий практически невозможно.
В кровле башкирский ярус ограничен от пластов верейского горизонта пачкой плотных известняков, аргиллитов толщиной 2-7 м и более. В подошве яруса пористо-проницаемые пропластки залегают на плотных или пористых разностях карбонатных пород серпуховского возраста и составляют с ним единый природный резервуар массивного типа.
Карбонатная толща среднего карбона в целом характеризуется чередующимися пористо-проницаемыми и относительно плотными карбонатными разностями пород, ограниченных в кровле довольно выдержанной «покрышкой» верейского горизонта. По составу толща весьма неоднородна и отличается различной степенью распространения, толщиной и числом пропластков пористо-проницаемых и плотных разностей известняков. Пласты-коллекторы в основной массе представлены органогенными, органогенно-детритовыми и комковато-сгустковыми разностями известняков, обладающими лучшими емкостно-фильтрационными свойствами. Преобладающий тип коллектора - поровый.
В гидродинамическом отношении карбонатные породы среднего карбона - это единый сложно построенный неоднородный природный резервуар первого порядка. В нем довольно четко выделяются два типа резервуаров второго порядка: верхний - в объеме верейского горизонта (пластовый) и нижний - башкирского яруса (неоднородно-массивный).
По отложениям среднего карбона Новоелховское месторождение представляет собой террасовидно-ступенчатый уступ, на фоне которого выявлены многочисленные локальные поднятия - структуры третьего порядка.
Анализ структурных планов продуктивных отложений башкирского яруса и пластов верейского горизонта показал, что они совпадают даже в пределах локальных поднятий. Отдельные локальные поднятия группируются по площади в гипсометрически приподнятые участки, образуя более крупные структурные элементы - зоны валообразных поднятий меридионального и северо-западного простирания. Разница в отметках залегания кровли продуктивной части разреза составляет 84-97 м, с понижением их с юга на север и северо-запад в сторону Акташской площади. Насчитывается около 40 совмещенных в плане локальных поднятий. По разрезу они объединяют более 100 небольших структур. Статистический анализ распределения поднятий по их высоте показал, что они подразделяются на три категории: 5-10, 10-15 и 15-20 м. По разрезу наблюдается некоторое выполаживание их снизу вверх.
Промышленная нефтеносность среднего карбона на Новоелховском месторождении была установлена в 1962 г. В настоящее время в верейско-башкирских отложениях опробовано около 120 перспективных объектов, из них более чем в 70 получены притоки нефти с водой. Продуктивные пласты (Вр-2 и Вр-3) верейского горизонта с учетом их одинакового строения и единого пластового резервуара опробовались, как правило, совместно. На площади месторождения открыто 33 залежи, в том числе 20 - в коллекторах башкирского яруса и 13 - в пластах верейского горизонта. На десяти залежах в отдельных скважинах проведена пробная эксплуатация. Дебиты колеблются от 0,2 до 7 т/сут.
По физико-химическим свойствам нефти верейско-башкирских отложений однотипны и относятся к смолистым, парафинистым, высокосернистым (3 % и более) и высоковязким (80- 90 мПа-с), плотность поверхностных проб 0,912-0,918 г/см3.
Наличие нефти в более чем 70 локальных поднятиях подтверждено по данным геофизических исследований и керна.
Систематизация данных нефтепроявлений, опробований, результатов опытной эксплуатации, положительных заключений по керну и геофизике позволила выявить следующие особенности.
Промышленные притоки нефти приурочены к скважинам, расположенным в пределах гипсометрически приподнятых участков - структур третьего порядка, и по разрезу связаны с пористыми и проницаемыми породами, залегающими непосредственно под выдержанными пачками плотных отложений. Промышленные скопления нефти в основном сконцентрированы на локальных поднятиях с амплитудой более 10 м, эффективной толщиной 2-3 м для башкирского яруса и 1-2 м и выше для пластов верейского горизонта.
Выявленные залежи башкирского яруса и пластов верейского горизонта в плане совпадают, и при наличии первых, как правило, имеются и вторые.
На рис. 2 приведен региональный геологический профиль через основные залежи верейско-башкирских отложений Новоелховского месторождения.
Хорошо видно террасовидно-ступенчатое погружение установленных отметок подошв залежей - с юга от гипсометрически приподнятого участка Федотовской площади (залежи 1,2) на север - в сторону опущенного участка Акташской площади (залежи 9,11,12). Разница отметок подошв нефтенасыщенных пропластков по верейско-башкирским залежам в пределах месторождения составляет 80 м и более. При этом резкая разница в отметках наблюдается по залежам при переходе от одной структурной зоны к другой. Так, на разбуренной Новоелховской площади отметки подошв залежей с юга на север и с востока на запад изменяются от -561 м (залежь 4) до -601 м (залежь 8) и от -564 до -596 м, т. е. разница 30-40 м на расстоянии 10-15 км.
Отметки ВНК залежей, как правило, соответствуют или близки отметкам последних замкнутых изогипс локальных поднятий, контролирующих залежи нефти. Антиклинальные ловушки практически заполнены нефтью до замка складки.
На условия залегания нефти в залежах карбонатных коллекторов помимо структурного фактора большое влияние оказывает характер распределения пористо-проницаемых и плотных разностей пород.
Выявленные залежи башкирского яруса можно отнести к массивному типу с неоднородным природным резервуаром, а в коллекторах верейского горизонта - к пластово-сводовому литологически осложненному.
Для оценки промышленных запасов по отдельным залежам практикуется применение осредненных подсчетных параметров по залежам, приуроченным к одному тектоническому элементу. Степень разведанности запасов для таких мелких залежей с правом их разработки достаточна на уровне категории С1. Доразведку и повышение достоверности принятых подсчетных параметров и категорийности запасов по мелким залежам целесообразно проводить на этапе их опытно-промышленного освоения и главным образом за счет эксплуатационного разбуривания и выборочного бурения оценочных скважин с отбором керна. К категории C1 по аналогии с более разведанными залежами можно отнести все продуктивные пласты верейско-башкирских отложений до установленных ВНК с учетом положительной информации по неопробованной части разреза по геофизике и керну. Все это повысит эффективность поисково-разведочных работ по мелким залежам нефти и ускорит процесс их освоения.
Залежи нефти с близкими отметками ВНК (разница до 5 м), расположенные, как правило, в пределах одной структурной зоны, надо рассматривать как единые участки опытной разработки. Можно выделить до пяти участков первоочередных работ на Акташской площади - залежи 9-11; Новоелховской - залежи 4-5 и 7-8 и Федотовской - залежи 1-2 (см. рис. 1). С этими участками залежей по верейско-башкирским отложениям на месторождении связаны основные разведанные запасы нефти.
Учитывая хорошее совпадение залежей в плане, одинаковые коллекторские свойства пород и физико-химические свойства нефтей, продуктивные пласты верейско-башкирских отложений надо рассматривать как единый объект разработки.
Залежи верейско-башкирских отложений служат дополнительным объектом для добычи нефти. Наряду с бурением специальных эксплуатационных скважин необходимо максимально (путем возврата) использовать фонд обводнившихся скважин с нижних горизонтов девона и нижнего карбона.
На первом этапе опытной эксплуатации для определения продуктивности скважин, режима работы залежей и принятия эффективных методов воздействия на пласт с высоковязкими нефтями (более 80 мПа*с) рекомендуется провести работы по промышленному освоению двух опытных участков. Это наиболее разведанные и подготовленные к разработке районы залежей (площади: 8 - Новоелховская и 9 - Акташская, см. рис. 1) (Суетенков В.С., Поздняков А.Г., Якимов А.С. Особенности строения и разработки залежей нефти башкирского яруса Ромашкинского месторождения.- Нефтегазовая геология, геофизика и бурение, 1984, № 1, с. 14-16.).
Рис. 1. Обзорная тектоническая схема западного склона ЮТС
Контуры залежей нефти по: а - терригенным отложениям девона, б - карбонатным породам среднего карбона; в - продольный геологический профиль по линии I-I; г - границы разведочных площадей (А - Федотовской, Б - Новоелховской, В - Акташской,; 1 -12 - залежи нефти верейско-башкирских отложений Новоелховского месторождения. I - Черемшанско-Уратьминская терраса, II - Кузайкинский прогиб, III - Новоелховское месторождение, IV - Алтунино-Шунакский прогиб, V - Ромашкинское месторождение, VI - Южно-Татарский свод, VII - западный склон ЮТС
Рис. 2. Продольный геологический профиль по линии I-I Новоелховского месторождения.
Карбонатные нефтеносные породы: а - верейского горизонта, 6 - башкирского яруса; в - карбонатные водоносные башкирского яруса; г - глинистые породы верейско-каширского горизонта; д - ВНК; е - границы эксплуатационных площадей