Поиски и разведка нефти в фаменских отложениях Башкирии
Г. П. ОВАНЕСОВ, П. И. ВИТУГИН
Промышленная нефтеносность верхнефаменских отложений в Башкирии впервые была установлена в феврале 1957 г. разведочной скв. 315 на Субханкуловской площади в 10 км севернее Серафимовского месторождения. При испытании известняков мощностью 16 м был получен промышленный приток нефти удельного веса 0,860 с дебитом 30 т/сутки.
Устойчивые дебиты - 30 т/сутки в скв. 315 и до 35 т/сутки в скв. 9, пробуренной в 4 км юго-западнее скв. 315, - указывали на перспективность дальнейших поисков фаменской нефти не только на Субханкуловской площади, но и на других площадях НПУ Октябрьскнефть, а также во всем Туймазино-Серафимовском регионе. К концу 1957 г. в верхнефаменских отложениях нефть была открыта на Леонидовском месторождении (скв. 415, 423, 430) и в 1958 г. (скв. 493) на юге Серафимовского месторождения. Из указанных скважин получены притоки нефти до 5-12 т/сутки.
Залежи нефти на перечисленных площадях приурочены к сводовым частям девонских структур.
Кроме того, в карбонатных отложениях были открыты залежи нефти в фаменских отложениях Туймазинского, Стахановского, Чекмагушевского, Шкаповского, Югомашевского и других месторождений, в каширо-подольских отложениях Арланского, Чераульского, Манчаровского месторождений, в башкирских отложениях Югомашевского и в верейских отложениях Чераульского месторождений. Кроме того, установлен ряд нефтепроявлений в других интервалах карбонатных толщ девона и карбона (франских, тульских и др.).
Все это свидетельствует о больших перспективах нефтеносности карбонатных толщ девона и карбона на значительной территории платформенной части Башкирии и необходимости усиления поисков залежей нефти в указанных толщах и в первую очередь на уже открытых месторождениях. Наиболее разведанным и геологически изученным месторождением, содержащим промышленные залежи нефти в карбонатных коллекторах, является Субханкуловское месторождение, находящееся в пробной эксплуатации.
Это месторождение приурочено к типичной платформенной структуре, простирающейся с юго-запада на северо-восток (рис. 1). Складка осложнена двумя куполами. Наблюдается согласие структурных планов верхнефаменских отложений, нарышевских слоев и угленосной свиты.
Нефтеносны отложения верхнефаменского подъяруса, представленные плотными, крепкими известняками серыми, светло-серыми, мелкокристаллическими с фауной брахиопод и остракод. Участками известняки трещиноваты. Трещины выполнены глинистым материалом.
Пористые разности в пределах разведанной площади встречаются редко. Общая мощность известняков колеблется в пределах 105-125 м.
На Субханкуловском месторождении пробурено 19 скважин, из них 12 скважин дали промышленные притоки нефти.
Фаменская нефть в 3 с лишним раза менее вязкая, чем нефть угленосной свиты Серафимовского месторождения, и содержит меньше серы (вязкость при 20° C 9-18 сантистоксов, содержание серы 2-2,7%).
Нефть приурочена к отдельным прослоям трещиноватых известняков, которые наиболее развиты в повышенных частях структуры. Количество этих прослоев и их мощность точно не установлены из-за недостаточной освещенности керновым материалом (трещиноватые разности редко поддаются выносу), но данные опробования радиокаротажа и микрозондирования позволяют полагать, что общая мощность нефтенасыщенных известняков достигает 16 м. Данные исследования в сопоставлении с характеристикой опробованных известняков говорят о том, что продуктивность главным образом связана с трещиноватыми известняками (рис. 2).
Положение водонефтяного контакта установить затруднительно, так как из одних и тех же интервалов опробования в одних скважинах получена безводная нефть, в других же пластовая вода без признаков нефти. Все скважины, в которых получена вода (скв. 428, 476, 483, 480), расположены на северозападной периклинали структуры, где отмечается более выдержанная степень трещиноватости. Получение пластовой воды здесь связано либо с наличием отдельных зон или блоков, обособленных друг от друга плотными разностями известняков и имеющих свои водонефтяные контакты, либо с проникновением воды в нефтяную часть разреза через трещины из нижележащих отложений. Второе предположение более вероятно и в некоторой степени подтверждается имеющими место частичными уходами промывочной жидкости при вскрытии верхнефаменских отложений, результатами ремонтных работ в ряде скважин, а также наличием водоносных горизонтов в отложениях нижней половины верхне- и нижнефаменского подъярусов.
В скв. 483 после перфорации колонны на нефтяных отметках была получена минерализованная вода без признаков нефти. Закачкой изотопов установлено их проникновение из выше- и нижезалегающих пластов. Последующими пятью заливками цементом под давлением изолировать воду не удалось.
В скв. 521, пробуренной в юго-западной части площади, при испытании нефтяного пласта также получен обильный приток минерализованной воды.
Для закрытия воды произведены четыре заливки цементом под давлением и скважина обработана соляной кислотой, после чего был получен слабый приток нефти без воды.
Из приведенных данных видно, что залежи нефти в карбонатных отложениях весьма своеобразны и сложны для разработки. В ходе дальнейших разведочных работ на Субханкуловской и других площадях необходимо детально изучить особенности продуктивной толщи для организации рациональной разработки этого типа залежей.
Поиски и разведка залежей нефти в карбонатных отложениях при существующих методах геофизических исследований чрезвычайно осложнены. Геофизики из-за отсутствия методики определения нефтеносности известняков не могут дать правильные заключения о нефтенасыщенности вскрытых разрезов и ограничиваются в основном выдачей справки о величине пористости и удельного сопротивления. Неудовлетворительный вынос керна усугубляет положение.
В настоящее время перспективность карбонатных отложений определяется по данным бурения (керн или нефтепроявления в промывочной жидкости), образцам бокового грунтоноса, газовому каротажу, по отметкам залегания продуктивного горизонта.
Так, например, скв. 477, 482, 521 опробовались, только исходя из высокого залегания продуктивного горизонта. По данным керна (вынос 50-70%) и по данным бокового грунтоноса (70 образцов) подвергнутые испытанию горизонты не заслуживали внимания. Было отрицательное заключение и по каротажу. При опробовании из скв. 477 и 482 были получены фонтанные притоки нефти до 20 т/сутки.
Мы допускаем, что и сейчас (не говоря уже о прошлом этапе разведочных работ, когда нефтеносность карбонатных пород недооценивалась) бывают случаи пропуска нефтяных толщ из-за отсутствия методики их выявления.
Наряду с указанными выше затруднениями при поисках нефти в карбонатных отложениях имеются также осложнения и при освоении скважин. Освоение скважин продолжается в среднем не менее 10-12 дней. Для вызова притока жидкости требуется одна, а иногда и две обработки раствором соляной кислоты с последующим понижением уровня почти до дыр фильтра или до башмака обсадной колонны (в случаях открытого забоя). Иногда и при таком низком положении уровня приходится ожидать притока нефти до 5-6 дней. Затяжное освоение отмечается и на скважинах, в которых наблюдались обильные нефтепроявления в процессе бурения. Основной причиной затяжного освоения скважин, надо полагать, является проникновение промывочной жидкости в трещины продуктивной части разреза и их закупорка.
Необработанная промывочная жидкость, проникающая в продуктивную часть разреза, к тому же вымывает из трещин нефть, вследствие чего боковой грунтонос из явно нефтенасыщенного пласта (по данным опробования) выносит образцы пород без признаков нефти. То же, очевидно, происходит при колонковом бурении, в результате чего образцы из нефтеносных известняков не имеют признаков нефти.
В заключение мы считаем необходимым отметить следующие факты.
1. До настоящего времени не уделялось должного внимания изучению нефтеносности и коллекторских свойств карбонатных пород как со стороны исследовательских институтов, так и со стороны производственных организаций.
2. Промышленные притоки нефти из верхнефаменского подъяруса на Серафимовской группе месторождений, Туймазинском, Шкаповском, Чекмагушевском месторождениях, на Шаран-Бакалинской площади, из верейского, каширского горизонтов на Арланском, Чераульском и Югомашевском месторождениях указывают на широкое распространение залежей нефти в карбонатных отложениях по всей платформенной части Башкирии, что требует усиления поисков залежей нефти в отложениях этого типа.
3. Для успешного ведения поисков и разведки новых залежей нефти необходимо:
а) исследовательским организациям тщательно изучить нефтеносность и коллекторские свойства карбонатных пород;
б) выработать надежные геофизические методы, позволяющие выделять в разрезе карбонатных пород пористые, проницаемые разности и оценить их нефтеносность;
в) усовершенствовать способы испытания карбонатных пластов;
г) выработать рецептуру промывочной жидкости, обеспечивающей надежное вскрытие продуктивных пластов и сохранение их продуктивности.
Башнефтъ, Октябрьскнефть
Рис. 1. Структурная схема по подошве фаменского репера Субханкуловской площади.
1 - скважины, давшие нефть.
Рис. 2. Геологические профили через Субханкуловскую площадь.
1 - тульский горивонт; 2 - угленосная свита; 3 - турнейский ярус; 4 - верхнефаменский подъярус; 5 - нижнефаменский подъярус; 6 - кровля доманика; 7 - кровля нарышевского горизонта; 8 - нефтеносные известняки верхнефаменского подъяруса.