К разработке Манчаровского месторождения
А. В. КОПЫТОВ
На площади, примыкающей к границе Илишевского и Дюртюлинского районов Башкирской АССР, было открыто и оконтурено Манчаровское месторождение нефти в угленосном горизонте.
В тектоническом отношении площадь этого месторождения располагается в пределах значительной по размерам Бирской седловины и приурочена к южной части Чекмагушского тектонического вала, который в числе других валов осложняет территорию, разделяющую Татарский и Башкирский своды.
Бирская седловина, как и Татарский и Башкирский своды, являясь крупным тектоническим регионом, осложнена рядом структур второго порядка, которые в свою очередь образованы куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями третьего порядка.
В пределах Бирской седловины насчитывается пять валов: Карабаевский, Иванаевский, Андреевский, Чекмагушский и Базинский. Все эти крупные структурные формы имеют общее северо-западное простирание, которое согласуется с направлением течения р. Белая в нижней ее части.
Чекмагушский вал прослеживается от Чекмагушской до Илишевской площади и выходит за северную границу Башкирии.
Нефть промышленного значения была получена из угленосного горизонта разведочными скважинами, расположенными на различных поднятиях в пределах Бирской седловины (Арланское, Уртаульское, Акинеевское, Надеждинское, Орьебашское, Чераульское, Чекмагушское, Иванаевское, Крещенское, Булякское и другие поднятия).
Наиболее изученным разведочным бурением и опробованием скважин на приток является Манчаровское месторождение.
Площадь Манчаровского месторождения составляет только часть Чекмагушской площади и выделяется в самостоятельное поднятие по угленосному горизонту. Амплитуда отметок кровли угленосного горизонта этого месторождения определяется в 20-23 м. Длина нефтяной залежи 7-7,5 км, а ширина 2-3,5 км (рис. 1).
Средняя мощность угленосного горизонта в пределах Манчаровского месторождения составляет 52 м, из них в некоторых разрезах скважин около 50% составляют нефтенасыщенные песчаники. Так, в разрезе скв. 21 мощность нефтенасыщенных песчаников оказалась равной 26 м. Средняя мощность песчаников угленосного горизонта составляет 15,2 м. Песчаники залегают на глубине 1300-1350 м.
Литолого-петрографические исследования показали, что песчаники буровато-серые, серые и светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, крепкие. В некоторых скважинах наблюдаются примеси разнозернистого алевролита и примазки углистого вещества. Проницаемость колеблется от 100 до 1500 миллидарси и в среднем составляет 600 миллидарси.
Дебиты скважин измеряются десятками, а в некоторых скважинах сотнями тонн в сутки при фонтанном способе эксплуатации.
Опробование песчаников показало, что нефтеносная залежь, приуроченная к угленосному горизонту, окружена и подстилается пластовой водой.
Количество прослоев песчаника в разрезе горизонта по отдельным скважинам установлено по каротажным диаграммам и зондам БКЗ и колеблется от двух до девяти. Эти прослои отделены друг от друга практически непроницаемыми пропластками - алевролитами и аргиллитами различной мощности (рис. 2).
Наиболее мощные прослои песчаников, содержащие основные запасы нефти, прослеживаются по площади, а отдельные маломощные прослои замещаются алевролитами и аргиллитами на коротких расстояниях. Каротажная характеристика показала, что нижние прослои песчаников в большинстве разрезов скважин насыщены водой. Исключением являются скважины, расположенные в присводовой части залежи, где все прослои песчаников нефтенасыщены. Увеличение количества водонасыщенных прослоев песчаника от нуля до максимума наблюдается от центра залежи по всем направлениям к контуру нефтеносности. Воды песчаных пластов напорные.
Замеры пластовых давлений в нефтеносных и водоносных скважинах показали колебания от 130 до 135 ат, а начальное пластовое давление на уровне середины этажа нефтеносности равно 132 ат.
В районе месторождения отложения угленосного горизонта не выходят на дневную поверхность.
Результаты бурения и опробования скважин, расположенных даже в высокой части структуры, показывают отсутствие на месторождении газовой шапки, т. е. весь сопутствующий газ полностью растворен в нефти. Исследование глубинных проб нефтей по скв. 11, 27, 54 и 53 показало, что давление насыщения нефти газом колеблется от 60,8 до 64,3 ат. Таким образом, нефть в пласте при давлении 132 ат находится в недонасыщенном состоянии, и превышение пластового давления над давлением насыщения составляет 68-70 ат. Вязкость пластовой нефти при давлении 132 ат составляет в среднем 14 сантипуаз.
Изложенная выше характеристика месторождения показывает, что естественный режим залежи нефти песчаников угленосного горизонта является упруго-водонапорным.
Опыт разработки залежей в Башкирии с упруго-водонапорным режимом показывает быстрое снижение давления в пласте и как следствие этого снижение и дебитов скважин, причем в первый период разработки имеет место резкое падение давления и дебитов, сглаживающееся в последующем.
В зависимости от темпа отбора жидкости обычно снижающееся динамическое пластовое давление при упруго-водонапорном режиме в тот или другой период разработки оказывается ниже давления насыщения и в пласте из нефти начинает выделяться газ, ранее находившийся в растворенном состоянии. Смена упруго-водонапорного режима режимом растворенного газа влечет за собой значительное снижение коэффициента нефтеотдачи пласта в целом.
Расчеты показывают, что минимальное забойное давление, при котором еще будет продолжаться фонтанирование скважин, на Манчаровском месторождении составляет 97-100 ат.
Для того чтобы не допустить работу залежи при режиме растворенного газа, разработка продуктивного пласта угленосного горизонта этого месторождения должна проводиться с поддержанием пластового давления.
Форма и строение залежи нефти показывают, что наиболее рациональным методом поддержания давления в пласте является закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, расположенные за контуром нефтеносности.
Из сказанного выше можно сделать следующие выводы.
1. Получение нефти в промышленных количествах на Манчаровском месторождении увеличивает перспективы нефтеносности значительной по размерам Бирской седловины, а также Башкирия в целом.
2. Строение Манчаровского месторождения типично для всех площадей Бирской седловины.
УфНИИ
Рис. 1. Структурная карта Манчаровского нефтяного месторождения по кровле терригенной толщи нижнего карбона. (Сост. А.В. Копытов и Т.И. Тинякова.)
