Месторождение нефти и газа Селли в Дагестане
Н.В. ФЕНЬЕВ
За последние годы в Дагестане при поисках нефти и газа в мезозойских отложениях столкнулись с новым в условиях данной области характером залежей. На площади Селли в карбонатных отложениях верхнего мела в 1953 г. была установлена крупная промышленная залежь нефти и газа, связанная с трещиноватыми коллекторами [1]. Несмотря на крупные размеры и большие запасы нефти и газа, производительность месторождения пока низка.
В связи с этим уместно будет остановиться на некоторых его особенностях.
В геологическом отношении это месторождение приурочено к довольно крупной складке, сложенной комплексом мезозойских и третичных отложений. Строение складки по мезозойским отложениям рисуется в форме пологой брахиантиклинали с изогнутым в виде дуги сводом (см. рисунок).
По третичным отложениям складка представляет собой сильно вытянутую в меридиональном направлении антиклиналь.
Залежь нефти и газа - массивного типа (по классификации И.О. Брода) - приурочена к структурному выступу мощной 400-метровой пачки однородных известняков, доломитов и мергелей верхнего мела, образующих известняковый массив, широко распространенный по всей территории Дагестана. Высота залежи 164 м. Верхнюю часть ее занимает газовая шапка высотой 90 м. Первоначальное пластовое давление в залежи 160 ат, режим газо-водонапорный.
По своему типу месторождение может быть сопоставлено с такими месторождениями, как Киркук, Месжиде-Сулейман и другие в Иране.
Верхнемеловой известняк по своей высокой производительности может быть поставлен в ряд с известным известняком асмари. Так, дебиты жидкости во время фонтанирования одной из скважин месторождения Селли (скв. 3) достигли 1500-2000 м3/сутки.
В большинстве скважин вместе с газом и нефтью была получена вода независимо от их расположения на своде поднятия и места вскрытия залежи. В скв. 1, расположенной в своде, с первых же дней освоения получено воды от 40 до 56% (Забой скважины остановлен на 10 м выше границы водонефтяного контакта.). Процентное соотношение воды и нефти в жидкости не изменилось и после 12-дневной остановки скважины.
После неудачных попыток избавиться от подошвенной воды скважину зацементировали и прострелили выше, после чего количество воды в нефти не только не уменьшилось, а наоборот, возросло до 76-90%. Когда снова был произведен цементаж и была прострелена верхняя часть нефтяной залежи, содержание воды составило 80-85%.
Дальнейшая закачка большого количества нефти в скважину и остановка скважины на срок более 4 месяцев также не дали положительных результатов.
При освоении скв. 9, расположенной близко к сводовой части залежи и имеющей забой, который остановлен выше границы водонефтяното контакта на 28 м, получено от 60 до 68% воды. При последующем переводе скважины последовательно на 5,5-, 4,5-, 4- и 3-миллиметровые штуцеры процент воды в продукции скважины остался неизменным.
Аналогичное явление наблюдалось и по многим другим скважинам.
У некоторых работников сложилось мнение, что в скважинах в результате подтягивания подошвенной воды образуются конуса обводнения. Сообразно с этим проводились мероприятия по посадке водяных конусов, не давшие положительных результатов. Такое представление о природе, воды в скважинах является ошибочным.
Характер трещиноватости в известняке не носит формы мелкой, равномерно развитой системы трещин. Произведенное определение величины трещин в известняке асмари в Иране показало, что отдельные трещины могут достигать величины от 0,5 до 5 мм. При этом сообщение по трещинам проявляется на расстоянии до 32 км, а в Киркуке почти до 100 км [2, 3].
Если учесть условия залегания газонефтяной залежи рассматриваемого месторождения, когда высота залежи составляет всего 74 м (известно, что по большинству нефтяных месторождений Ирана она достигает 300 м и более), то станет понятным, что крупные трещины в условиях данной залежи являются прямыми путями движения подстилающей залежь воды к забоям скважин. Именно этим объясняется наличие воды в большинстве скважин.
В скв. 1 при испытании первого и второго интервала были вскрыты две разные трещины, из которых вторая оказалась более производительной.
Относительное постоянство процента воды по скв. 9 и 11 при различных диаметрах штуцера свидетельствует о том, что доля участия трещин в продукции скважин остается постоянной.
Некоторое исключение представляют скв. 4 и 13, в которых пока не отмечено наличия воды. По-видимому, эти скважины попали в исключительно благоприятные условия (отсутствие крупных трещин, соединяющих ствол скважины с подошвенной водой). Вода в этих скважинах отмечается лишь при значительных отборах жидкости; в этом случае можно действительно говорить об образовании конусов обводнения.
Образование конусов обводнения происходит только в исключительных случаях. Большей частью вода движется по трещинам. Поэтому основные мероприятия по борьбе с водой в скважинах должны быть направлены по пути изоляции отдельных крупных трещин.
Крупные трещины являются путями движения не только для нефти, но и для газа. Поэтому во всех скважинах, какую бы часть залежи они ни вскрывали, отмечается большое количество газа, намного превосходящее то количество, которое может быть растворено в нефти. Дебиты газа при этом отмечаются относительным постоянством, лишь незначительно изменяясь во времени.
Особого рассмотрения заслуживает другая особенность залежи, связанная со своеобразием коллектора и условий формирования.
Лабораторными исследованиями верхнемеловых образцов, отобранных в скважинах площади Селли, установлено наличие пористости, равной 5-13%. Произведенное определение насыщения этих образцов показало, что коэффициент водонасыщения составляет в среднем 5%.
С другой стороны, изучение образцов, отобранных из продуктивной части разреза, показывает, что нефтенасыщенность пор равна нулю. Следовательно, нефть в залежи содержится только в трещинах коллектора.
Сопоставление приведенных данных позволяет предполагать, что нефть, газ и вода залегают совместно. При этом нефть занимает трещины, а газ и вода поры. По-видимому, каждая трещина по мере своего развития вскрывает отдельные поры или системы пор, которые ранее были замкнутыми.
Если в трещине содержатся нефть и газ, то должно произойти гравиметрическое распределение между жидкостью, содержащейся в порах, и жидкостью и газом, содержащимися в трещине. Постепенно те поры, которые занимают по отношению к трещине верхнее положение, могут заполниться газом. Поры, занимающие по отношению к трещине нижнее положение, должны остаться заполненными водой. Так в одном и том же участке трещиноватых известняков могут скопиться газ, нефть и вода, что и имеет место в скважинах (Конечно, это не означает, что в пределах всего известнякового выступа нет гравиметрического распределения между газом, нефтью и водой. Безусловно имеет место разделение залежи на газовую шапку и нефтяную часть, подстилаемую подошвенной водой.).
Отмеченная особенность в распределении воды, газа и нефти позволяет объяснить многие другие явления, наблюдающиеся в скважинах. Так, например, трудно бывает установить в скважинах положение водонефтяного и газонефтяного контактов; в частности, не могут быть использованы данные испытания тестером.
По той же причине невозможно снизить газовые факторы по скважинам. Надо также отметить разное поведение скважин, когда в одном случае по скважине наблюдается относительное постоянство дебита газа, например в скв. 11, в другом случае быстрое снижение его, например в скв. 14, в которой дебит газа снизился за 7 дней работы с 25 тыс. до 2 тыс. м3/сутки, или в скв. 4, где дебит газа за время работы скважины снизился с 224 600 до 1400 м3/сутки.
Таким образом, участие некоторой части пор в формировании залежи становится очевидным, причем поры явились местом скопления газа.
В связи с этим запасы газа по месторождению намного увеличиваются. Если к запасам его в газовой шапке и растворенного в нефти прибавить запасы, содержащиеся в порах породы, то станет очевидным, что месторождение Селли имеет неменьшую ценность и как газовое месторождение.
Однако если в отношении газа участие пор является желательным, то в отношении нефти, наоборот, их участие приносит несомненный вред залежи.
В процессе дренирования залежи поры легко освобождаются от газа, как более подвижного вещества. На его место приходит нефть или вода в зависимости от того, чем заполнена трещина. Занявшая место нефть уже никак не может быть вытеснена и, следовательно, остается неизвлеченной.
Поэтому обычный для трещиноватых коллекторов коэффициент отдачи (1,0-0,9) не может быть принят. Величина его должна уменьшиться на величину объема пор, вскрытых трещинами.
В связи с тем, что обычно вода в скважины из подошвенной части залежи поступает по отдельным крупным трещинам, которые, распространяясь на значительное расстояние, соединяют водяную, нефтяную и газовую части залежи, необходимо разработать способы изоляции этих трещин.
Большие газовые факторы по скважинам связаны частично с прорывом газа из газовой шапки по трещинам, частично с пористостью коллектора.
Необходимо уделять месторождению Селли больше внимания как газовому месторождению. Следует поставить специальные исследования для определения коэффициента трещиноватости и размеров отдельных трещин по месторождению и значительно усилить работы по исследованию скважин, учитывая вероятность обнаружения многих подобных же месторождений.
ЛИТЕРАТУРА
1. Несмеянов Д.В. Геологическое строение нового газонефтяного месторождения Селли в южном Дагестане. Нов. нефт. техн., «Геология», внеплановый выпуск, № 1а, 1951.
2. Успенская Н.Ю. Нефтеносность Среднего Востока. Нефт. хоз., № 2 и 3, 1956.
3. Смехов Е.М. Добыча нефти в капиталистических странах. Гостоптехиздат, 1953.
НПУ «Дагнефть»
Рисунок Структурная карта по кровле верхнемеловых отложений.
