К оглавлению

© Д.А. Новиков, 2000

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА ПОРОД ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ

Д.А. Новиков (ОАО "Кондпетролеум")

Основные запасы нефти Талинской площади Красноленинского нефтегазового месторождения, охватывающей северо-западную и юго-западную окраины Красноленинского свода, приурочены к континентальным (речным) отложениям пластов ЮК-10 и ЮК-11 шеркалинского горизонта тюменской свиты (нижняя юра). Суммарная толщина пластов, залегающих в каньонообразной долине (палеорукаве), простирающейся на юго-восток на расстояние до 150 км, достигает 80-90 м. На протяжении палеорукава в указанных пластах выявлено 13 литологически и тектонически экранированных нефтяных залежей. При глубине залегания пластов 2630 м их температура достигает 105 °С, начальное пластовое давление ниже гидростатического на 5-10%. Породы доюрского комплекса, максимально вскрытые в разведочной скв. 800 (1214 м), представлены гранитогнейсами позднепротерозой-раннепалеозойского возраста. Кроме того, в фундаменте широко развиты метаморфизованные биотит-кварц-серицитовые сланцы, амфиболиты и другие разновидности зеленосланцевой и амфиболитовой фаций того же возраста, прорванные интрузиями габбро-диабазов, долеритов, серпентинитов средне-позднепалеозойского возраста, а также средне- и верхнепалеозойские песчано-глинистые и карбонатные образования, континентальные, терригенные и вулканогенные породы пермско-триасового возраста. В разведочной скв. 802 вскрыты пермско-триасовые базальты и вулканогенно-осадочные образования, отнесенные к туринской серии. Верхняя часть пород доюрского комплекса представляет собой серую, светло-серую с зеленоватым оттенком кору выветривания толщиной от 1-2 до 30-35 м. Минимальные толщины связаны с устойчивыми к выветриванию вулканитами, максимальные - с понижениями в рельефе фундамента, где установлены латеритная и гранитоидная разновидности коры. В породах коры выветривания широко развиты разно-ориентированные (преимущественно наклонные и вертикальные) трещины, выполненные кальцитом, иногда кварцем, а также без заполнения (зияющие). Данными разведочного и эксплуатационного бурения в доюрских образованиях выявлены зоны разуплотнения, представляющие интерес как коллекторы для УВ.

На стадии геологоразведочных работ доюрский комплекс пород не рассматривался как самостоятельный поисковый объект, и испытание фундамента проводилось совместно с пластом ЮК-10 испытателем пластов в процессе бурения (скв. 20027, 982). В скв. 982 в процессе бурения в интервале 2622-2652 м (доюрские образования совместно с пластом ЮК-10) отмечен приток нефти дебитом 180 м3/сут. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2639-2642 и 2625- 2636 м (пласт ЮК-10) получен приток нефти соответственно 3,5 м3/сут при среднем динамическом уровне (СДУ) 880 м и 8,5 м3/сут при СДУ, равном 1035 м.

В скв. 20027 в процессе бурения в интервале 2693-2786 м (фундамент совместно с пластом ЮК-10) зафиксирован приток нефти 100,8 м3/сут. При испытании в эксплуатационной колонне в интервале 2741-2745 м получен приток нефти с пластовой водой дебитом 135 м3/сут на 12-мм штуцере, 83 м3/сут - на 8-мм штуцере (обводненность - 7 %).

Анализ результатов испытаний пласта ЮК-10 как совместно с до-юрскими образованиями, так и отдельно в эксплуатационной колонне позволяет предположить, что при совместном испытании основной приток нефти получен из доюрского комплекса. Испытание доюрских образований в эксплуатационной колонне не проводилось, однако многочисленные осложнения при бурении и креплении разведочных и эксплуатационных скважин указывают на наличие коллекторов трещинно-кавернового типа в доюрском комплексе пород.

Так, при бурении разведочных скв. 981, 189, 20023 отмечалось интенсивное поглощение промывочной жидкости вплоть до потери циркуляции при вскрытии доюрского комплекса пород. При бурении эксплуатационных скважин в ряде случаев наблюдалась аналогичная картина. Падение статического уровня достигало 200 м и более от устья при следующих параметрах раствора: плотность 1,12-1,16 г/см3, вязкость 24-25 Па*с, водоотдача 6 см3/30 мин. Пластовое давление в верхней части доюрских образований (коре выветривания) равно гидростатическому или на 5-10 % ниже него. Ликвидация поглощений установкой нефтебентонитовых тампонов с опилками, закачкой вязко-упругих смесей и другими методами в большинстве случаев положительных результатов не дала, что привело к заканчиванию скважин с зумпфами, меньшими предусмотренных групповыми техническими проектами на бурение скважин, или перебуриванию скважин вторым стволом - скв. 8991, 8945, 9098, 2055 и др. Катастрофические поглощения с интенсивностью 15-35 м3/ч (плотность раствора 1,12-1,16 г/см3) при вскрытии коры выветривания зафиксированы в скв. 1729, 8630, 8614, 1969, 10561, 10559, 10147 и др. В скважинах с установленными интенсивными поглощениями промывочной жидкости при вскрытии доюрских пород осложнения наблюдались также при цементировании обсадных колонн. Так, в скв. 11534, 11524, 10179, 2072, 10111 и др. при цементировании отмечались: продавка без циркуляции, потеря циркуляции в конце затворения, снижение уровня тампонажной смеси за колонной. Поскольку по данным контроля качества цементирования (АКЦ) акустическими методами пласты ЮК-10 и ЮК-11 изолированы качественно, то указанные явления свидетельствуют о поглощении тампонажной смеси в зонах разуплотнения фундамента. При бурении перечисленных скважин наблюдались также резкое увеличение скорости проходки вплоть до "провалов" бурового инструмента в некоторых интервалах разреза доюрских отложений, аномальные недоподъемы тампонажной смеси за колонной.

Приведенные данные указывают на наличие участков с развитием зон разуплотнения фундамента, являющихся коллекторами и потенциальными резервуарами для флюидов.

Скважины с отмеченными катастрофическими поглощениями промывочной жидкости при вскрытии доюрских пород, а также с установленными максимальными недоподъемами цемента за эксплуатационной колонной, как правило, приурочены или к дугообразным и кольцевым формам ландшафта, или к линеаментам (линейно ориентированным компонентам ландшафта), являющимся индикаторами неотектонических процессов.

Как известно, линеаменты сопоставляются с разрывными нарушениями, а дугообразные компоненты ландшафта конформны пликативным структурным формам [2]. Крылья неотектонических поднятий, отражаемые дуготипами ландшафта, характеризуются максимальным напряженно-деформированным состоянием и интенсивным развитием открытых разноамплитудных трещин.

Учитывая изложенное, а также многочисленные данные о нефтегазоносности погребенных кор выветривания, в частности доюрского комплекса пород Западной Сибири [1, 3-5], с целью оценки перспектив нефтегазоносности доюрского комплекса пород Талинской площади в скважинах, расположенных в пределах предполагаемых зон разуплотнения фундамента, проведены испытания на продуктивность доюрских пород. Основными критериями выбора эксплуатационных скважин для испытания являлись: катастрофическое поглощение промывочной жидкости (с полной или частичной потерей циркуляции и падением статического уровня) при вскрытии пород фундамента; резкое снижение продолжительности проходки; аномальные недоподъемы цемента за эксплуатационной колонной; потеря циркуляции при цементировании обсадной колонны; приуроченность скважин к разрывным нарушениям, выявленным по данным ландшафтно-геоморфологических, неотектонических исследований. Перечисленные критерии служат признаками наличия (или отсутствия) участков с развитием зон разуплотнения фундамента, являющихся коллекторами и потенциальными резервуарами для флюидов.

Для выделения интервалов развития трещин и наличия трещинно-каверновых и трещиновато-пористых коллекторов учитывались материалы стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС): значение dc (диаметр скважины) на кавернограмме равно или несколько выше номинального (dH), причем превышение dc над dH незначительно и непостоянно по разрезу; отсутствие радиального градиента по данным разноглубинных микрозондов - микропотенциал-зонда (МПЗ), микроградиент-зонда (МГЗ); диаграммы методов определения пористости - нейтронного метода (НМ), гамма-гамма-метода (ГГМ), акустического метода (AM), характеризующие трещинные породы как низкопористые; отрицательные аномалии самопроизвольной поляризации (СП), достигающие огромных значений за счет фильтрационной компоненты СП. Следует отметить, что определить характер насыщения доюрских пород по данным стандартного комплекса ГИС не представляется возможным из-за отсутствия петрофизической модели для данного типа отложений. Последнее относится и к определению толщины интервала, по которому дается заключение о характере насыщенности. С целью выбора наиболее перспективных участков площади для опробования объектов в эксплуатационных скважинах по материалам геолого-геофизических и ландшафтно-геоморфологических исследований построена структурно-тектоническая карта по кровле фундамента (рис. 1).

Как следует из структурно-тектонической карты, расчлененность поверхности фундамента, конформной руслу палеореки, позволяет предполагать ее блоковое строение с амплитудой 20-30 м, соизмеримой с толщиной базисных объектов разработки - пластов ЮК-10 и ЮК-11, а также развитие разрывных нарушений различной протяженности.

Простирание нарушений преимущественно субмеридиональное и субширотное. Необходимо отметить, что выявленные разрывные нарушения не картируются сейсмическими исследованиями из-за малой амплитуды, однако уверенно отражаются ландшафтными индикаторами геологического строения. Размеры блоков соизмеримы с расстояниями между эксплуатационными скважинами, о чем свидетельствует получение притоков различных по составу флюидов в соседних скважинах из пласта ЮК-11. Так, в разведочной скв. 805 абсолютная отметка водонефтяного контакта (ВНК) равна -2635 м, а в соседних эксплуатационных скважинах (1977, 1978, 8864) -2612 и -2621 м.

Очевидно, блоковое строение фундамента отражается пликативно-дизъюнктивными дислокациями перекрывающих отложений.

Скважины с установленными при бурении поглощениями промывочной жидкости приурочены в основном к разрывным нарушениям, выявленным по данным ландшафтно-геоморфологических исследований. Последнее позволяет предполагать трещинно-каверновый тип коллекторов, развитых в коре выветривания фундамента. Значительные емкость и проводимость трещин, играющих роль флюидопроводящих каналов, обеспечивают высокую продуктивность скважин, расположенных в зонах с интенсивно развитыми дизъюнктивными нарушениями (скв. 10111, 10135, 8966, 9121, 9107, 9086, 9158, 10559). О трещинно-каверновом типе коллектора свидетельствуют данные гидродинамических исследований в скв. 10111 (рис. 2), а также "пульсирующие" дебиты, "скачки" динамических уровней и обводненности продукции при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), результаты глинокислотных обработок (ГКО).

Как следует из гидродинамических исследований, получение высоких дебитов достигнуто при сравнительно небольших депрессиях, что характерно для залежей нефти с трещинными коллекторами. На этот тип коллектора указывают также изменения приведенного радиуса, пьезо-, гидропроводности и скин-эффекта при изменении депрессии.

Так, при 10-мм штуцере до остановки скв. 10111 характеризуется следующими параметрами (см. рис 2, А):

где Q - дебит жидкости до остановки скважины в поверхностных условиях, м3/сут; - коэффициент гидродинамического совершенства; R - радиус контура питания, м; rс, rпр - действительный (по долоту) и приведенный радиус скважины соответственно, м; К- коэффициент продуктивности скважины в пластовых условиях, м3/(сут-МПа); h - толщина пласта, м; m - вязкость жидкости, мПа-с; S - скин-эффект; i =- угловой коэффициент конечного прямолинейного участка на кривой восстановления забойного давления в координатах (Pt- текущее забойное давление скважины, МПа; P3АБ.О - давление на забое скважины до ее остановки или изменения дебита скважины); T - время, отсчитываемое с момента остановки или изменения дебита скважины, с; - коэффициент гидропроводности, м3/(Пас); q - объемный дебит жидкости до остановки скважины в пластовых условиях, м3/сут;  комплексный параметр, с-1; А - отрезок, отсекаемый на оси ординат экстраполируемым конечным прямолинейным участком на кривой восстановления забойного давления;- коэффициент пьезопроводности, м2/с.

Приведем характеристику тех же параметров скв. 10111 при 18-мм штуцере до остановки (см. рис. 2, б):

Q= 507 м3/сут;

Исходя из трещинно-кавернового типа коллектора следовало ожидать получение индикаторной линии (ИЛ), вогнутой к оси перепадов давления, однако в данном случае получена ИЛ, вогнутая к оси дебитов (рис. 3), что объясняется процессом очищения скважины от загрязнения призабойной зоны глинистым раствором, проникшим при бурении (Майдебор В.Н., 1980). Очевидно, в скв. 10111 необходимо повторить гидродинамические исследования. Как следует из анализа работы скважин до и после приобщения пород фундамента (таблица), а также и фильтрационно-емкостной характеристики пласта ЮК-11 по данным стандартного комплекса ГИС, основной приток, несомненно, связан с породами фундамента и потому для определения профиля притока в данных условиях использованный комплекс ГИС, очевидно, неинформативен (термометрия, термодебитометрия, механическая влагометрия (рис. 4, А).

По комплексу промысловых геофизических исследований скважин (ПГИС), проведенному в скв. 9121, где пласт ЮК-10 не вскрыт перфорацией, 100 % притока при дебите 60 м3/сут связано с породами фундамента, причем основной приток приурочен к кровле фундамента (см. рис. 4, рис. 5).

Исходя из полученных результатов ПГИС, проведенных в скв. 10111 и 9121, становится очевидным, что для корректного определения профиля притока при повторных исследованиях в комплекс ГИС необходимо включить такой информативный метод, как импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК), обладающий большей разрешающей способностью при малой толщине работающих интервалов, а также комплекс термошумоакустики аппаратурой АКЦ-36-Т для установления заколонной циркуляции.

Получение притоков воды (порой значительных) в ряде скважин (8945, 8684, 11297, 1998) вызвано гипсометрией объекта: его расположением ниже абсолютной отметки поверхности ВНК, характерной для конкретного блока. Положение поверхности ВНК в ряде случаев можно выявить исходя из такового, установленного в пластах ЮК-10 и ЮК-11, учитывая при этом блоковое строение коры выветривания и толщину глинистой перемычки между подошвой пласта и корой выветривания. В случае, когда породы фундамента непосредственно перекрываются песчаными или песчано-гравелитовыми базальными нижнеюрскими толщами, объекты коры выветривания могут иметь общий с ними ВНК.

Учитывая предполагаемый трещинно-каверновый тип коллектора, с целью сохранения фильтрационных характеристик призабойной зоны и продуктивности скважин за счет исключения влияния тампонажного раствора на призабойную зону, а также во избежание пропуска продуктивных интервалов разреза в первоочередных эксплуатационных скважинах, решающих задачу поиска залежей в коре выветривания и пробуренных на базисный объект разработки (пласт ЮК-10), вскрытие коры выветривания осуществлено по специальной технологии: бурение и крепление ствола 146-мм эксплуатационной колонной проведены на глубину ниже подошвы пласта ЮК-10 на 10-12 м (скв. 10559, 8966, 9158, 8991). После работ по креплению эксплуатационной колонны проведено разбуривание башмака, бурение скважины по коре выветривания долотом диаметром 120,6 мм на глубину ниже подошвы пласта ЮК-10 и заканчивание скважины открытым забоем. Указанная технология дала положительные результаты на перечисленных скважинах и в дальнейшем на скв. 9213 (рис. 5). В скв. 8966, 10111, 9158 значительные притоки получены без проведения работ по их интенсификации. Так, в скв. 8966 получен приток нефти дебитом 144 м3/сут на 16-мм штуцере при забойном давлении Рзаб = 20,2 МПа, пластовом давлении Рпл = 22,1 МПа. Скважина введена в эксплуатацию 15.09.95 г. с фонтанным способом, затем (с марта 1996 г.) эксплуатировалась механизированным способом - УЭЦН-50, гидроструйным насосом. После снижения дебита (< 3 м3/сут в скважине проведены работы по интенсификации притока - ГКО (в объеме 12 м3, концентрация 24 %). В результате работ по интенсификации получен приток жидкости 90 м3/сут, обводненность - 80 %. Скважина эксплуатировалась УЭЦН-50 с дебитом жидкости 80-210 м3/сут, обводненностью 40-60 % при динамическом уровне 0-15 м.

Скв. 9158 (см. таблицу) закончена строительством открытым забоем в интервале 2837-2853 м. После спуска 146-мм эксплуатационной колонны на глубину 2837 м бурение скважины было продолжено долотом диаметром 120,6 мм при следующих параметрах промывочной жидкости: плотность 1,02 г/см3, вязкость 27 Па-с, водоотдача 6 см3/30 мин. При достижении глубины 2855 м открылось интенсивное поглощение промывочной жидкости с резким падением статического уровня. Дальнейшее бурение проводилось без выхода циркуляции с постоянным пополнением промывочной жидкости технической водой. При забое 2860 м на устье появилась циркуляция, а при достижении глубины 2862 м в промывочной жидкости замечено значительное содержание нефти. После прекращения бурения и поднятия бурового инструмента в башмак эксплуатационной колонны на устье наблюдался перелив. После закрытия превентора давление в трубах - 1,5 МПа, в затрубном пространстве - 4,6 МПа. При попытке восстановить циркуляцию давление в трубах резко возросло из-за отсутствия сообщения между трубным и затрубным пространством. Скв. 9158 освоена фонтанным способом по затрубному пространству с дебитом 160 м3/сут на 12-мм штуцере.

Скв. 10111 (см. таблицу) введена в эксплуатацию по пласту ЮК-10 механизированным способом (НГН-56) с дебитом 8-10 м3/сут, обводненностью 3-5 % при СДУ 740 м, спустя несколько месяцев переведена в эксплуатацию НГН-57 с дебитом 3-4 м3/сут при СДУ 600-950 м. С целью увеличения продуктивности скважины произведено приобщение (перфорация) пласта ЮК-11 (интервал 2778,0-2789,2 м) и доюрского комплекса пород - интервалы 2792,1-2803,1; 2808,3-2809,2; 2812-2823 м. После приобщения получен фонтанный приток дебитом 379 м3/сут на 16-мм штуцере при Рзаб = 20,9 МПа, депрессия 3,79 МПа. Судя по продуктивной характеристике пласта ЮК-11, приток связан с трещинно-каверновыми коллекторами, развитыми в породах доюрского комплекса пород. На данный тип коллектора указывают результаты гидродинамических исследований, приведенные выше. Скв. 10111 эксплуатировалась в фонтанном режиме 28 сут с дебитом 200 м3/сут на 14-мм штуцере. При увеличении диаметра штуцера до 33 мм и резком снижении Рзаб скважина прекратила фонтанировать и была переведена на механизированный способ эксплуатации УЭЦН-80, затем на УЭЦН-50, УЭЦН-20 и эксплуатировалась в периодическом режиме с дебитом 15 м3/сут. С 07.10.96 г. эксплуатировалась установкой скважинного штангового насоса (НГН-70) с дебитом до 4 м3/сут при СДУ 850 м, а затем находилась в бездействии до проведения ГКО. После проведения ГКО в объеме 26 м3 глинокислоты (HCI - 24,3 %, HF - 4,24 %) скважина эксплуатировалась фонтанным способом с дебитом до 193 м3/сут на 12-мм штуцере, обводненностью 3-30 % в течение 32 сут. После прекращения фонтанирования проведена повторная ГКО в объеме 12 м3 28%-й глинокислоты с добавлением поверхностноактивного вещества (ПАВ) Дон-52 в объеме 10 л. После ГКО скважина эксплуатируется УЭЦН-50 с дебитом 80-160 м3/сут и обводненностью 15-50 %.

В скв. 10559 (см. таблицу) спуск эксплуатационной колонны произведен на глубину 2925 м - на 13 м ниже подошвы ЮК-10 и скважина закончена открытым забоем в породах доюрского комплекса (интервал 2922-2932 м). Введена в эксплуатацию (совместно породы фундамента и пласт ЮК-10) фонтанным способом с дебитом 70 м3/сут, обводненностью 3-5 %. Судя по продуктивной характеристике пласта ЮК-10, аналогичной в разведочных скв. 982 и 189, из пласта ЮК-10 ожидаемый приток должен составить не более 8 м3/сут, т.е. основной приток в скв. 10559 однозначно связан с отложениями доюрского комплекса. После прекращения фонтанирования в скв. 10559 проведена ГКО в объеме 18 м3 28%-й глинокислоты и скважина введена в эксплуатацию фонтанным способом с дебитом 60 м3/сут на 10-мм штуцере, обводненность до 60 %.

В большинстве скважин, в которых произведено приобщение пород доюрского комплекса, получение значительных притоков стало возможным только после проведения ГКО (см. таблицу). Последнее указывает на трещинно-каверновый тип коллекторов, где связь скважины с пластом образуется посредством микротрещин, которые по сравнению с поровыми каналами подвергаются большей кольматации при первичном и вторичном вскрытии пласта, а также при креплении эксплуатационной колонны.

Проведенные исследования указывают на сложное блоковое строение доюрского комплекса пород, сопровождающееся развитием разрывных нарушений различных направленности, протяженности и амплитуды. Размеры блоков соизмеримы с расстояниями между эксплуатационными скважинами, о чем свидетельствует получение притоков различных по составу флюидов в соседних скважинах. Блоковое строение доюрского комплекса отражается пликативно-дизъюнктивными дислокациями перекрывающего комплекса и ландшафтно-геоморфологическими индикаторами геологического строения. Коллекторы в доюрском комплексе локализованы главным образом в зонах новейших разрывных нарушений, отражающихся линеаментами (прямолинейными компонентами ландшафта) и дуготипами рельефа земной поверхности, идентифицируемыми с крыльями неотектонических поднятий. Тип коллектора трещинно-каверновый, поэтому обязательным является проведение гидродинамических исследований с целью определения оптимальных депрессий в процессе эксплуатации скважин. Получение притоков пластовой воды в скв. 8945, 10162, 11297 свидетельствует о положении интервалов притока ниже ВНК. С целью более точного определения интервала притока и источника обводнения, а также толщин интервалов в комплекс ПГИС необходимо включить ИННК, термошумоакустику аппаратурой АКЦ-36-Т.

Результаты испытания доюрского комплекса пород, указывающие на высокие перспективы нефтегазоносности данных отложений, и эксплуатационные характеристики позволяют рассматривать доюрский комплекс пород как объект разработки. Испытание пород доюрского комплекса в эксплуатационных скважинах на перспективных участках доказывает возможность приращения запасов УВ без привлечения значительных затрат на бурение разведочных скважин. Приобщение пород доюрского комплекса в скважинах бездействующего и малодебитного фонда позволяет значительно понизить себестоимость добычи нефти. Специфика залежей в доюрском комплексе требует нетрадиционных подходов к разведке, освоению и эксплуатации, позволяющих избежать неоправданных материальных затрат и получить объективные представления о рассматриваемых залежах как о новых объектах разработки.

Литература

1.            Абросимова О.О., Рыжкова С.В. Некоторые особенности ловушек, коллекторов и залежей углеводородов в доюрских породах Западной Сибири // Геология нефти и газа - 1997. - № 3. - С.22-25.

2.            Временные методические рекомендации по аэрокосмическим исследованиям и использование их результатов при нефтегазопоисковых работах / В.С. Готынян, М.И. Кострюков, В.П. Лаврусь и др. - М., 1987. - 158 с. - (Препринт / АН СССР, Ин-т геологии и разведки горючих ископаемых; 87-17).

3.            Оценка перспектив коллекторов нефти и газа в корах выветривания фундамента Западной Сибири /Т.А. Лапинская, Е.Г. Журавлева, Е.Л. Курбила, Я.М. Хахилева // Проблемы количественного прогнозирования нефтегазоносности недр. - М.: Наука, 1984.

4.            Перспективы нефтегазоносности доюрских комплексов востока Западной Сибири /В.А. Каштанов, И.Л. Левинзон, Б.В. Никулин, Ю.Ф. Филиппов // Геология нефти и газа. -1997. - № 3. - С. 4-7.

5.            Рябухин Г.Е., Судариков Ю.А. Промышленная нефтегазоносность погребенных кор выветривания и трещиноватых зон магматических и метаморфических пород // Геология нефти и газа. - 1993. - № 4. - С. 6-9.

 

Abstract

Main oil reserves of Talin area of Krasnoleninskoye oil and gas field including the north-western, western and south-western margins of Krasnoleninsky arch, are confined to continental deposits of YuK-10 and Yuk-11 beds of Sherkalinsky horizon of Tyumen suite (Lower Jurassic) which are a basis exploitation targets. Testing results in producing wells of Pre-Jurassic rock complex are indicative of high oil and gas potential. The performed investigations indicate the complicated block structure of Pre-Jurassic complex accompanied by ruptures of predominantly submeridional and sublatitudinal trends, of different extent and amplitude. Reservoirs in Pre-Jurassic complex are mainly located in zones of recent ruptures reflecting lineaments and arctypes of the Earth's surface relief being identified with flanks of neotectonic uplifts. Pools in Pre-Jurassic complex require a non-traditional approach to exploration, development and production that will allow to avoid unwarranted costs and obtain the objective ideas about the pools of the above mentioned formations as new exploitation targets.


Таблица

Результаты испытания доюрского комплекса пород

Куст

Номер скважины

Дата ввода в эксплуатацию пласт

Интервал

Начальные параметры

Интервал приобщения/ абсолютные отметки, м

Дата проведения мероприятия

Параметры скважины

Примечание

абсолютные отметки, м

Qж, м3/сут

Qн, т/сут

Обводненность, %

Способ эксплуатации

Qж, м3/сут

Qн, т/сут

Обводненность, %

Способ эксплуатации

544

10111

30.05.1995

2747-2763

10

7,4

3

ШГН

2778-2789/ -2589...-2600

09.04.96

До приобщения Пф/ после приобщения Пф + ЮК-11

-

ЮК-10

-2558...-2574

 

 

 

 

 

 

5

3,7

3

ШГН

 

 

 

 

379

279

3

фон

 

 

2792-2823/ -2603...-2633

26.09.1997

 

 

 

 

 

 

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

 

 

4

2,9

4

ШГН

 

 

 

 

193

117

20

фон

 

 

 

 

После повторной ГКО

 

 

 

11.11.1997

118

68

25

ЭЦН

548

10559

30.05.1994

2884-2912

70

50

5

Фон

 

10.05.1996

70

50

5

Фон

2925-2933 м открытый забой

ЮК-10 + Пф

-2531 ...-2558

2925-2933/ -2571 ... -2579

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

 

06.10.1997

40

9

70

Фон

 

 

 

 

60

19

60

фон

 

 

 

 

После повторной ГКО

 

 

 

31.12.1997

40

18    40

ЭЦН

580

9086

07.08.1995

2767-2783

90

66

3

Фон

 

 

До приобщения Пф/ после приобщения Пф

По ПГИС 26.10.95 перетоки из Пф

ЮК-10

-2583...-2599

2787-2810/ -2641...-2626

02.07.1996

40

15

50

ЭЦН

 

 

 

 

55

33

20

ЭЦН

 

 

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

 

22.12.1997

25

11

40

ЭЦН

 

 

 

 

75

31

45

ЭЦН

556

10135

30.04.1995

2846-2858

8

5,7

6

ШГН

 

 

До приобщения Пф/ после приобщения Пф

2884-2907 м открытый забой

ЮК-10, 11

-2550...-2562

 

2884-2907/ -2588...-2611

21.06.1996

8

6

5

ШГН

 

(ЮК-10)

 

 

 

200

91

40

фон

 

2870-2876

 

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

-2574...-2580

 

 

21.11.1997

6

2,6

57

ШГН

 

(ЮК-11)

 

 

 

50

15

60

ЭЦН

554

8966

15.09.1995

2750-2759

144

115

Сл.

Фон

2785-2825/ -2586...-2626

05.09.1995

144

115

Сл.

Фон

2785-2825 м открытый забой;

Пф

-2550...-2559

 

 

 

 

 

 

 

(ЮК-10)

 

 

До ГКО/ после ГКО

ЮК-10 и ЮК-11 не перфорированы

 

2776-2866

 

06.09.1997

3

0,8

70

Гидростр

 

 

-2576...-257Э

 

 

90

14

80

ЭЦН

 

 

(ЮК-11)

 

 

 

 

 

 

 

585

9121

31.05.1994

ЮК-10

80

55

9

Фон

2781-2924/ -2559...-2612

31.05.1994

80

55

9

Фон

ЮК-10 и ЮК-11 не перфорированы

Пф

2865-2866

 

 

 

 

 

 

 

-2555...-2556

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

 

19.10.1997

2,5

2

8

г/л

 

 

 

 

60

41

10

фон

589

9158

22.12.95

2802-2818

160

135

Сл.

Фон

2837-2862/ -2602...-2627

22.12.1995

160

135

Сл.

Фон

ЮК-10 и ЮК-11 не перфорированы; 2837-2867 м открытый забой

Пф

-2587...-2583

 

 

 

 

 

 

580

10185

35066

2742-2761

150

63

45

Фон

2776-2783/ -2645...-2652

-

150

63

45

Фон

ЮК-10 и ЮК-11 не перфорированы

Пф

-2644...-2630

 

 

 

 

 

 

586

9081

23.03.94

2755-2784

3

2,2

3

ШГН

 

 

До приобщения Пф/ после приобщения Пф

-

ЮК-10

-2558...-2587

2811-2836/ -2614...-2637

12.07.1996

3/10

1,5/ 7

30/10

ШГН/ ШГН

 

 

 

 

До ГКО/после ГКО

 

 

 

27.12.1997

18415

1,4/ 8

70/ 80

ШГН/эцн

583

9107

20.07.96

2801-2823

80

60

10

Фон

2826-2845/ -2613...-2632

20.07.1996

80

60

10

Фон

-

ЮК-10 + Пф

-2588...-2610

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

 

18.12.1997

55/ 80

23/45

46/ 40

Фон/ фон

585

9104

26.08.94

2803-2812

0,3

0,2

Сл.

ШГН

2814-2836/-2585...-2607

 

0,3

0,2

4

ШГН

 

ЮК-10 + Пф

-2574...-2583

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

 

15.10.1997

0,3/ 170

0,2/ 123

4/5

ШГН/ фон

554

8945

30.04.95

2882-2898

8

2,1

65

ШГН

 

 

До приобщения Пф/ после приобщения Пф

 

ЮК-10

-2572...-2588

2938-2946/ -2627...-2637

26.06.1996

8/80

2,4/ 2,5

65/ 99

ШГН/

 

 

ЭЦН

 

 

 

 

До ГКО/после ГКО

 

 

 

19.12.1997

4/60

2,1/ 5,9

30/ 88

ШГН/ ЭЦН

554

8990

30.09.95

2677-2684

4

2,9

5

ШГН

 

 

До приобщения Пф/ после приобщения Пф

 

ЮК-10

-2538...-2545

2688-2705/ -2549...-2566

01.07.1996

4/3

2,4/2,8

5

ШГН/ ШГН

 

 

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

 

02.01.1998

2/

1,2/ 21

20/5

ШГН/ ЭЦН

 

 

30

601

9213

02.06.97

ЮК-10

230

87

50

ЭЦН

2849-2876/ -2626...-2653

02.11.1997

До ГКО/ после ГКО

2849-2876 м открытый забой

ПФ

не перфорирован

 

 

12/ 270

1,9/ 113

80/

ЭЦН/фон

 

 

45

578

10162

30.06.93

2741-2743

10

7,2

4

Фон

 

 

До приобщения Пф/ после приобщения Пф

-

ЮК-10

-2582...-2584

2805-2814/ -2646...-2655

13.07.1996

8/70

4,3/

10/98

ШГН/ ЭЦН

 

2752-2757

1,1

 

-2593...-2598

 

 

 

 

 

 

556

8991

07.03.1995

2868-2883

72

35

35

Фон

 

 

До приобщения Пф/ после приобщения Пф

 

ЮК-10,11

-2548...-2563

2913-2927/ -2593...-2607

25.06.1996

10

1,6

80

ШГН

2913-2927 м

 

(ЮК-10)

 

 

83

62

2

фон

открытый забой

 

2896-2901

 

 

До ГКО/ после ГКО

 

 

-2578...-2581

 

 

30

20

10

Фон

 

 

(ЮК-11)

 

 

172

33

75

фон

 

Примечание. Пф - породы доюрского комплекса (кора выветривания); ШГН - штанговый глубинный насос; ЭЦН - электроцентробежный насос; Фон - фонтан; Гидростр - гидроструйный насос; г/л - фонтан с газлифтными клапанами.

 


Рис. 1. СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ КАРТА ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ (ЮЖНЫЙ УЧАСТОК)

1 - изогипсы кровли доюрского комплекса пород, м; 2 - линия выклинивания шеркалинского горизонта; 3 - неотектонические поднятия; 4 - разрывные нарушения в фундаменте по данным исследований: а - геофизических, б - ландшафтно-геоморфологических; 5 - скважина: а - разведочная, б – эксплуатационная

 

Рис. 2. КРИВАЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ (КВД) В скв. 10111 ПРИ 10-мм (А) И 18-мм (Б) ШТУЦЕРЕ

 

Рис. 3. ИНДИКАТОРНАЯ ЛИНИЯ скв. 10111 ПРИ ДИАМЕТРЕ ШТУЦЕРА ОТ 10 ДО 18 мм

 

Рис. 4. ПРОФИЛЬ ПРИТОКА В скв. 10111 (А) И 9121 (Б)

1 - интервалы коллектора; 2 - интервалы притока; 3 - интервал перфорации эксплуатaциoнной колонны; I - диаграмма кажущегося удельного электрического сопротивления, Омм; II - диаграмма потенциалов собственной поляризации (СП), мВ; ho6щ - общая тол- шина коллектора, м; Нэф - эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора, м; Кп - коэффициент пористости; Кпр - коэффициент проницаемости; Пф - породы фундамента (доюрский комплекс пород)

 

Рис. 5. СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА РАЙОНА РАЗВЕДОЧНЫХ СКВ. Р-968 (А), Р-956 (Б), Р-826 (В)

 

1 - линия выклинивания шеркалинского горизонта; 2 - неотектонические поднятия; 3 - кусты эксплуатационных скважин; 4 - разведочные скважины; 5 - скважина: а - с интенсивными поглощениями промывочной жидкости при вскрытии доюрских отложений, б - давшая нефть из коры выветривания при испытании, в - давшая воду из коры выветривания при испытании, г - давшая нефть с водой из коры выветривания; 6 - эксплуатационная скважина: а - добывающая, б - нагнетательная, в - проектная. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1