К оглавлению

Роль трещин на Бориславском месторождении нефти

П.К. ГУРЬБА

Остановимся в общих чертах на методике изучения трещиноватости пород, затем на анализе фактического материала. Объясним роль трещиноватости пород на одном из месторождений Предкарпатья (площадь Борислав).

Изучение песчаников и алевролитов, являющихся коллекторами нефти на Бориславском месторождении, показало, что они разбиты трещинами, чаще вертикальными. Наличие трещин в продуктивных песчаниках и алевролитах подтверждено макроскопическими и микроскопическими исследованиями керна.

Макроскопически нами наблюдались:

1. зеркала скольжения по прослойкам аргиллита;

2. трещины, заполненные глинисто-карбонатным веществом, и трещины зияющие.

На плоскостях скалывания крепких алевролитов нередко наблюдались следы нефти, хотя в целом образец был без признаков нефтенасыщенности.

На отдельных кернах наблюдались микросбросы с зияющей трещиной по линии сбрасывателя.

Изучение пород в шлифах показало, что зерна, слагающие песчаник, частично раздроблены. Почти все просмотренные нами аншлифы пород из продуктивных горизонтов содержат трещины. Трещины имеют различные протяженность и ширину. Часто трещины заполнены карбонатным или глинистым материалом. Ширина зияющих трещин измеряется десятками микрон. В однородных песчаниках трещины секут породу искривленными линиями, разорванными зияющими щелями.

Наличие микротрещин косвенно указывает на существование более крупных трещин, однако обнаружить их невозможно, так как керн с трещиной распадается на ряд обломков.

Долгое время обнаружить и тем более изучить крупные зияющие трещины не представлялось возможным. Наконец, такой случай представился.

На участке Мириам (Бориславское месторождение) в настоящее время проходится опытно-эксплуатационная шахта по добыче нефти. Эксплуатационным объектом является стрыйский песчаник. Горизонтальные горные выработки в настоящее время проводятся по песчано-глинистым отложениям эоцена на глубине около 150 м, т.е. на 30 м выше залегания стрыйского песчаника.

В забоях горных выработок нефтяной шахты прослеживаются зияющие трещины, секущие пласты перпендикулярно наслоению. Часто прослеживаются и межпластовые трещины. По этим трещинам, ширина которых составляет доли миллиметра, просачивается нефть. Ширина полосы с нефтью зависит от наличия апофиз и литологического состава пород. Крепкие песчаники насыщены нефтью только вблизи трещин. Нередко можно наблюдать, как часть глыбы крепко сцементированного песчаника вблизи трещины и ее апофиз насыщена нефтью, тогда как остальная часть глыбы песчаника совершенно без нефти. Проницаемость таких крепко сцементированных песчаников намного меньше 1 миллидарси. Определить проницаемость сильно трещиноватых песчаников по керну не удалось.

В горных выработках, где пласты залегают под углом свыше 60°, преобладают трещины по плоскостям наслоения (внутрислойные разрывы). Слабо сцементированные песчаники, содержащие такие трещины, полностью насыщены нефтью, из них просачивается нефть.

В горных выработках наблюдаются не только местные флексуры и единичные разрывы, но и зоны дроблений с обилием зеркал скольжения. По таким зонам дробления, представленным обломками песчаников и сланцев, также просачивается нефть, хотя на расстоянии 1 м от зоны дробления породы совершенно сухие. Ширина зон дробления весьма различна - от сантиметров до нескольких метров (рис. 1).

В настоящее время в горные выработки шахты поступает несколько тонн нефти в сутки.

То, что трещины имеют вполне определенное направление, подтверждается изучением озокеритовой залежи на Бориславском месторождении.

Здесь озокерит содержат следующие породы:

1. крепко сцементированные песчаники, проницаемость которых менее 1 миллидарси;

2. аргиллиты (сланцеватые и с раковистым изломом); в них налеты озокерита наблюдаются по зеркалам скольжения и по микротрещинам;

3. брекчированную породу, где озокерит является цементирующим веществом для раздробленных пород.

На Бориславском месторождении среди богатых озокеритом руд можно наблюдать целики почти пустой породы. Насыщенность озокеритом прямо зависит от величины пористости только в том случае, если порода залегает вблизи зоны разрыва. Чем больше расстояние от зоны разрыва (разлома), тем меньше соблюдается зависимость озокеритонасыщенности от коллекторских свойств вмещающих пород.

Таким образом, наличие трещин в продуктивных песчаниках способствует лучшей фильтрации нефти по пласту. Так как трещины по нашим исследованиям составляют незначительный объем по отношению к поровому пространству пород, то основные запасы нефти заключены в порах нефтенасыщенных песчаников. Чем больше нефтеносный пласт песчаника разбит трещинами, тем больший приток нефти к скважине, т.е. тем лучше нефтеотдача пласта.

Основными продуктивными горизонтами поднадвига являются бориславский, подроговиковый, надроговиковый и кливский песчаники. Определение физических свойств этих песчаников (по керну) показало, что проницаемость их, как правило, менее 1,0 миллидарси (за исключением отдельных образцов, проницаемость которых доходила до 4 миллидарси). Пористость песчаников часто не превышает 7 %, но некоторые образцы из бориславского песчаника имели пористость до 15%.

Водонасыщенность практически непроницаемых образцов, имеющих низкую пористость, нередко превышает 50-70% от объема пор, что указывает на их чрезвычайно низкую нефтеотдачу.

Нефтеносность поднадвига установлена лишь несколько лет назад. В настоящее время уже десять разведочных скважин дали фонтаны нефти из различных продуктивных горизонтов. Так, скв. 1600 эксплуатирует бориславский и подроговиковый песчаники, скв. 1686 и скв. 1670 - надроговиковый, скв. 1605 - кливский, скв. 1687 - одновременно бориславский, подроговиковый и надроговиковый песчаники (см. табл. 1).

Несмотря на то, что указанные выше скважины эксплуатируют различные продуктивные горизонты, пластовое давление в них, определенное по методу Назарова, почти одинаковое, за исключением скв. 1605 (см. табл. 2).

Одинаковое пластовое давление в скв. 1687, 1670, 1600, 1686 указывает на сообщаемость бориславского, подроговикового и надроговикового песчаников. Что касается кливского песчаника, то он, очевидно, имеет локальный характер распространения, что подтверждается не только различием пластовых давлений, но и интенсивностью падения пластовых давлений (см. скв. 1600 и 1605 в табл. 2). Неоднородность кливского песчаника по площади подтверждается тем, что, когда в декабре 1956 г. в скв. 1600 был дополнительно прострелен интервал против кливского песчаника, увеличения дебита нефти в скв. 1600 не наблюдалось. За последнее время скв. 1600 уменьшила дебит. Дополнительное торпедирование кливского песчаника в скв. 1686 и 1670 также не дало прироста нефти.

То, что бориславский, подроговиковый и надроговиковый песчаники сообщаются между собой, подтверждается также одинаковой характеристикой нефти и пластовых вод.

То, что нефть продолжает мигрировать из глубин до настоящего времени, подтверждается аномальным пластовым давлением в Бориславском поднадвиге (см. табл. 2). Характеристика нефтей бориславского песчаника глубинной складки и бориславского песчаника поднадвига одинакова, что указывает на их родство. Таким образом, потери нефти из продуктивного поднадвига за счет миграции ее в вышележащие горизонты пополняются миграцией ее из глубины.

Обилие пластов аргиллитов, также разбитых трещинами иногда со следами нефти на плоскостях трещин, усложняет сообщаемость продуктивных горизонтов друг с другом. В результате одни продуктивные горизонты (бориславский, подроговиковый и надроговиковый в поднадвиге) сообщаются друг с другом почти непосредственно, а с другими (кливский песчаник) связь может быть не непосредственной. Поэтому раздельная эксплуатация бориславского, подроговикового, надроговикового и кливского песчаников в поднадвиге вряд ли целесообразна.

Резкое различие дебитов нефти соседних скважин (табл. 2) может быть объяснено тем, что одна скважина попала в зону повышенной трещиноватости, а другая прошла зону малой трещиноватости.

Таким образом, наличие трещин в продуктивном песчанике способствует лучшей нефтеотдаче пласта. Зоны дробления создают трещины, по которым несколько продуктивных горизонтов сообщаются между собой. Следует, однако, считать, что отдельные локальные пропластки, не захваченные зоной дробления пород, могут оказаться вне сообщаемости с остальными продуктивными пластами песчаников.

Особенно ясна роль трещин в скв. 1675, которая прошла сильно трещиноватые аргиллиты и песчаники, поставленные на голову. В трещинах наблюдались натеки нефти. По физическим свойствам эти породы должны быть отнесены к плохим коллекторам (низкая пористость, а проницаемость менее 1,0 миллидарси).

Сначала скв. 1675 дала фонтан нефти (свыше 80 т/сутки), но уже через несколько дней дебит в несколько раз уменьшился, скважина начала работать периодически, затем перешла на воду. За короткое время скв. 1675, эксплуатирующая отложения менилитовой серии поднадвига, снизила дебит нефти до 8 т/сутки, т. е. запасы нефти, заключенные в крупных трещинах, истощились.

Подтверждением того, что на Бориславском месторождении продуктивная толща разбита серией трещин, которые играют отнюдь не пассивную роль, служит также наблюдение за эксплуатацией бориславского песчаника глубинной складки.

Так, известная скважина «Ойл-сити» (№ 298, 1908 г.) начала фонтанировать с дебитом свыше 2000 т/сутки, тогда как пробуренные рядом скважины имели в 10 раз меньшие дебиты. Из старого фонда скважин можно привести немало примеров, когда рядом (в радиусе 100 м) пробуренные скважины сильно отличались по дебиту нефти.

Нельзя не отметить тот факт, что при проведении вторичных методов эксплуатации на бориславский песчаник имели место байпасы (особенно при нагнетании воздуха в пласт) на далеких расстояниях от нагнетательной скважины, тогда как вблизи расположенные скважины почти не реагировали на закачку воздуха в пласт. Это хорошо наблюдается на построенных картах распространения азота.

Попытка провести площадное заводнение на бориславский песчаник привела к полному обводнению узкой полосы эксплуатационных скважин (без предварительного увеличения дебита нефти).

Нет сомнения, что нагнетаемые в бориславский песчаник вода и воздух движутся главным образом по зонам дробления пород. Иначе трудно объяснить то обстоятельство, что эксплуатационные скважины, расположенные вблизи нагнетательных скважин, не реагируют на закачку воздуха в пласт.

Нефть из нижележащих горизонтов может мигрировать не только по зонам дробления пород и отчасти сбросам, но также по плоскости надвига, по которой глубинная складка надвинута на поднадвиг (рис. 2).

Что касается локальных нефтеносных пропластков среди соленосных и поляницких отложений, то всеми признается, что нефть в них вторичного происхождения.

В образцах пород разведочных скважин, вскрывших продуктивную менилитовую серию поднадвига, также нередко имели место следы нефти на плоскостях скалывания керна (скв. 1635, 1655 и особенно скв. 1675).

Таким образом, ни у кого не может вызвать возражений то, что нефть во всех вскрытых продуктивных горизонтах вторичного залегания. В связи с этим дальнейшую разведку на нефть на Бориславском месторождении необходимо вести на более глубокие горизонты, т.е. глубже вскрытого поднадвига.

Выводы

1. Бориславское нефтяное месторождение (Предкарпатье) относится к типу надвинутых покровов. Изучение кернового материала, как макроскопическое, так и микроскопическое (в шлифах), а также осмотр горных выработок Бориславской нефтяной шахты и озокеритовых шахт показали, что породы, слагающие надвиг, глубинную складку и поднадвиг, разбиты трещинами внутрипластовыми, образовавшимися в результате диагенезиса осадков, и трещинами тектонического происхождения.

2. Внутрипластовые трещины наблюдаются часто в керне. Ширина таких трещин составляет несколько десятков микрон, чаще несколько микрон. Эти трещины в плохо проницаемых песчаниках улучшают фильтрацию нефти по пласту и увеличивают нефтеотдачу пласта.

3. Тектонические трещины, как локальные, так и тем более региональные, имеют значительную протяженность. Они преимущественно вертикальные и являются основными путями миграции нефти из более глубоких горизонтов. Пересекаемые ими пористые пласты насыщаются нефтью. Это прослеживается в выработках нефтяной шахты.

4. Зоны дробления пород и трещины растяжения (без заметного смешения пород), являющиеся главными путями межпластовой миграции углеводородов, очевидно, имеют ориентированное простирание (по аналогии с Бориславским озокеритовым месторождением, относящимся к жильному типу оруденения).

5. Установлено, что нефть поступает из более глубоких горизонтов, поэтому необходимо начать глубокое разведочное бурение на горизонты, еще не вскрытые в Бориславе до настоящего времени.

6. При составлении проекта разработки Бориславского поднадвига необходимо учесть сообщаемость (хотя и замедленную) основных продуктивных горизонтов по трещинам. Следует, однако, иметь в виду, что объем замеченных трещин во много раз меньше, чем объем пор. Поэтому основные запасы нефти заключены в высокопористых пластах (типа бориславского песчаника).

ЦНИЛ Укрнефти

Таблица 1

№ скважины	Месторождение	Интервал отбора керна, м	Наименование продуктивного горизонта (песчаника)	Наименование породы	Пористость, %	Проницаемость, миллидарси	Нефтенасыщенность, %	Водонасыщенность, %
1686	Борислав	2262-2266	Кливский	Песчаник мелкозернистый темно-серый	7,4	<0,1	17,0	73,0
1686	»	2335-2338	Надроговиковый	Песчаник среднезернистый трещиноватый	6,7			49,4
1686	»	2392-2396	Подроговиковый	Песчаник мелкозернистый черный	5,0	<0,1	41,7	54,1
1686	»	2434-2436	Бориславский	Песчаник мелкозернистый темно-серый	6,6	<0,1	41,7	44,7
1686	»	2457-2461	То же	Алевролит среднезернистый темно-серый, слабо сцементированный	13,1	<0,1	14,4	41,2
1687	»	2388-2390	»	Песчаник мелкозернистый	4,9	<0,1	78,0	21,0
1687	»	2408-2412	»	Песчаник крепкозернистый слабо сцементированный	15,8	2,18	29,0	6,4
1635	»	2168-2172	Кливский	Песчаник мелкозернистый слабо сцементированный, мелкозернистый слоистый	9,7	<0,1	8,5	21,6
1600	»	2232-2237	Надроговиковый	Песчаник крепкозернистый черный	12,2	4
1600	»	2275-2276	Подроговиковый	Песчаник среднезернистый слабо сцементированный	12,7
1600	»	2321-2323	Бориславский	Песчаник полимиктовый	7,9	<3	78,5	5,0

Таблица 2

Показатели	№ скважин
	1687	1670	1686	1600		1605
Альтитуда	437,2	443,2	426,7	408		412
Глубина спуска глубинного манометра, м	2000	2350	2300	2300		2140
Пластовое давление, ат	340	345	327	364,4	358	238,5	133,6
Дата замера пластового давления	X 1956	XI 1956	XI 1956	X 1955	V 1956	II 1955	V 1956
Дебит нефти, т/сутки:
начальный	300	20,7	11,5	60		60
текущий	87	15,5	7,5	15		13

Рис. 1. Бориславская нефтяная шахта. По макротрещинам породы насыщены нефтью, поступающей из нижележащего ямненского песчаника.

Рис. 2. Поперечный геологический профиль (месторождение Борислав).

N₁^vrt3 - верхневоротыщенская свита; N₁^vrt2 - средневоротыщенская свита; N₁^vrt1 - нижневоротыщенская свита; Pg₃^ksm - космачская серия; Pg₃^mnl1 - нижнеменилитовая свита; Pg₂^ppl-попельская свита; P_1-2^vtv - витвицкая толща; Сr₂ - Pg₁^kjmn - ямненская серия; N₁^vrt - Р_rp^ksm воротыщенско-космачская толща (нерасчлененная); Pg_1-2 - карпатская серия; Сr₁^kstr - стрыйская серия