Некоторые особенности водо-нефтяного контакта нефтяных залежей девона Ромашкинского месторождения
А.Г. ЗАБИРОВ
Как известно, в пределах Ромашкинского месторождения промышленно нефтеносной является терригенная часть девона, которая представлена отложениями живетского яруса, пашийских и кыновских слоев франското яруса верхнего девона.
По аналогии с разрезом Туймазинского нефтяного месторождения в терригенной толще девона Ромашкинского месторождения выделяются следующие песчано-алевритовые горизонты: в отложениях живетского яруса ДII, ДIII и ДIV, в пашийских ДI и в кыновских слоях Д0.
Песчано-алевритовые пласты горизонтов ДIII и ДII промышленно нефтеносны лишь на отдельных участках месторождения, залежь же горизонта До занимает значительную площадь. Основным объектом эксплуатации являются пласты коллекторов горизонта Д1.
За последние 2-3 года в ЦНИЛ треста Татнефтегазразведка были проведены работы по изучению положения водонефтяного контакта нефтяных залежей девона Ромашкинского месторождения. Основными исходными данными для изучения служили: каротажные диаграммы масштаба 1:200, потенциал-зонда В7,5А0,75М, материалы БКЗ и результаты испытаний скважин на приток нефти, а также некоторые промысловые данные, полученные в процессе эксплуатации, скважин при разработке месторождения. Перечисленные выше материалы были собраны и изучены по 410 разведочным и эксплуатационным скважинам, пробуренным на различных площадях месторождения.
Изучение геолого-промысловых материалов показывает, что понятие «водо-нефтяной контакт» для данного месторождения является в значительной мере условным, так как резкого разделения нефти и воды в нефтеносных пластах в большинстве скважин нет. Независимо от стратиграфического положения нефтяного пласта условная поверхность ВНК относительно более или менее четко прослеживается лишь в единичных скважинах (рис. а), в которых наблюдается резкий переход от высоких сопротивлений к низким. В большинстве же случаев (рис. б) между нефтенасыщенной (верхней частью пласта и водонасыщенной нижней частью его имеется так называемая переходная от нефти к воде зона, в которой сопротивление пласта постепенно снижается до появления пластовой воды. Обычно эта переходная зона характеризуется удельными сопротивлениями от 10-8 до 3-1 омм, причем мощность переходной зоны на различных участках месторождения различна и колеблется от 0,5 до 5-6 м. Тем не менее гипсометрическое положение кровли переходной зоны (на рис. б) в большинстве случаев соответствует отметкам ВНК (на рис. а), с одной стороны, и отметкам кровли водоносных пластов (на рис. в) с другой. На основании этой выявленной нами закономерности за плоскость ВНК нами была принята кровля переходной зоны. По положению ВНК нефтяной залежи горизонта ДI месторождение делится на восточную (основную) и западную части. В пределах восточной части месторождения абсолютные отметки положения ВНК нефтяной залежи горизонта ДI падают с севера на юг. На крайних северных участках месторождения положение ВНК обычно прослеживается в пределах абсолютных отметок минус 1480-1482 м, а на южных - минус 1489-1490 м. Причем наблюдаемое различие в глубинах залегания водонефтяного контакта не контролируется структурными особенностями как на отдельных участках, так и на месторождении в целом. Плоскость ВНК нефтяной залежи горизонта ДI, постепенно погружаясь, имеет поверхность, наклоненную с северо-востока на юго-запад от минус 1480 до минус 1490 м.
Отдельные залежи горизонта ДII установленные в районе скв. 213 на Миннибаевской и скв. 33 на Абдрахмановской площадях, также имеют ВНК в пределах абсолютных отметок минус 1485-1486 м, т. е. на уровне ВНК залежей горизонта ДI, что указывает на наличие общей гидравлической связи залежей этих горизонтов. Существование гидравлической связи между горизонтами ДI и ДII подтверждается также и промысловыми наблюдениями: в процессе эксплуатации горизонта ДI давление падает не только в пластах этого горизонта, но и в пластах горизонта ДII, хотя последний и не разрабатывается. Так, например, на Павловской площади в скв. 972 в декабре 1954 г. в горизонте ДII пластовое давление при вскрытии его оказалось равным 156,7 ат вместо ожидаемого начального 175 ат. О динамике пластового давления горизонта ДII в скв. 213 и 283 Миннибаевской площади получены следующие данные: в скв. 213 пластовое давление, замеренное 7 января 1954 г. при вскрытии пласта, было равно 153 ат, а 26 января 1954 г. оно уже снизилось до 152,2 ат; в пьезометрической скв. 283 по состоянию на 22 октября 1953 г. в горизонте ДII пластовое давление было равно 169 ат, а 8 января 1954 г. оно упало до 156 ат.
Нефтяная залежь, приуроченная к песчаным пластам горизонта Д0 в кыновских слоях восточной часта месторождения, является безводной и имеет литологический характер залегания.
В западной части месторождения в пределах Попово-Акташской площади и далее по направлению на северо-запад, как известно, устанавливается размыв кыновских и пашийских слоев. Глубина размыва по направлению с востока на запад постепенно увеличивается, и на отдельных участках частично размываются песчаные пласты горизонта ДI. На этих участках песчаники горизонта Д0 кыновских слоев залегают непосредственно на песчаниках горизонта ДI пашийских слоев, а залежи этих горизонтов находятся в общей гидравлической связи и образуют единую кыновско-пашийскую залежь с ВНК на абсолютных отметках минус 1514-1515 м.
На Ново-Елховской площади, расположенной южнее Попово-Акташской, размыв между отложениями кыновских и пашийских слоев не отмечается. Тем не менее ВНК нефтяной залежи горизонта ДI здесь прослеживается так же, как и у кыновско-пашийской залежи Попово-Акташской площади, на отметках минус 1514-1515 м. Таким образом, надо полагать, что в западной части Ромашкинского месторождения имеется гидравлически единая кыновско-пашийская залежь с отметками ВНК минус 1514-1515 м. Причем поверхность ВНК этой залежи имеет положение, близкое к горизонтальному, т. е. не имеет наклона к югу, подобно залежи горизонта ДI восточной части месторождения.
Необходимо отметить, что ВНК западной части месторождения на 25- 30 м ниже, чем на восточной части. Это различие в глубинах залегания ВНК прослеживается в меридиональном направлении на расстоянии нескольких десятков километров. Кроме того, отметки поверхности кристаллического фундамента, а также вышележащих отложений (живетских, пашийских и кыновских) в скважинах западной части примерно на 25-30 м ниже, чем в скважинах восточной части месторождения.
Залежь западной части месторождения многими исследователями считалась зонально-литологической, но после открытия Ново-Елховской промышленно нефтеносной структуры представления о характере залежи этой части месторождений изменились. Одни считают, что она является пластовой, отделенной от восточной залежи прогибом, другие же утверждают, что в западной части месторождения должна быть не одна, а две самостоятельные залежи - северная и южная, отделенные друг от друга прогибом широтного направления.
На основании изучения положения ВНК и частично структурных и литологических особенностей разреза терригенной толщи девона мы считаем, что эти две залежи западной и восточной частей когда-то были едины, но вследствие дизъюнктивного нарушения (сброс) были разделены на две самостоятельные пластовые залежи, гидравлически не связанные между собой. В дополнение к сказанному следует добавить, что в нефтяной залежи, приуроченной к песчаникам угленосного горизонта нижнего карбона, в разведочной скв. 48, расположенной в восточной части месторождения, положение ВНК отмечается на абсолютных отметках минус 869-870 м, тогда как в скв. 83, пробуренной в западной части, песчаники угленосного горизонта полностью нефтенасыщены до подошвы их, находящейся на абсолютной отметке минус 886 м, т. е. на 17 м ниже положения ВНК этой залежи в скв. 48. Являются ли эти данные подтверждением наличия дизъюнктивного нарушения в западной части Ромашкинского месторождения, покажут результаты дальнейших исследований.
ЦНИЛ треста Татнефтегазразведка
