Об условиях залегания нефти в карбонатных породах Среднего Поволжья
К. Б. АШИРОВ
Современный период развития нефтяной промышленности мира характеризуется резким возрастанием добычи нефти из карбонатных коллекторов. По данным Р. Крейза в настоящее время 60% мировой добычи нефти производится из карбонатных пород.
В последнее время в нашей стране поискам нефти в карбонатных породах уделяется большое внимание, в результате чего открыто и введено в разработку много новых залежей нефти. Например, в Куйбышевском Поволжье до 1950 г. разрабатывались нефтяные и газовые залежи, приуроченные к карбонатным породам пермского возраста, а в дальнейшем были открыты и стали вводиться в разработку залежи пласта ДЛ в кровле данково-лебедянских слоев девона (Покровка, Зольный), пласта В3 упинского горизонта турне (Покровка), пласта B1 кизеловского горизонта турне (Покровка, Зольный, Стрельный, Красный Яр, Белозерка, Чубовка, Радаевка, Байтуган), пласта О2 окского подъяруса визе (Покровка), пласта А4 башкирского яруса (Покровка, Якушкино, Красный Яр, Алакаевка, Кулешовка), пласта А0 каширского горизонта (Дмитриевка и др.) (рис. 1).
На месторождениях Оренбургской области также начали широко вовлекать в разработку залежи нефти, приуроченные к карбонатным породам в девоне и карбоне.
На основании изучения коллекторских свойств и нефтеносности карбонатных пород Среднего Поволжья можно сделать вывод, что формирование в них залежей обусловливается теми же геологическими условиями, которые определяют образование залежей и в других коллекторах. Для образования залежей, как известно, требуется следующее.
1. Наличие в разрезе регионально развитых газонефтеносных свит.
2. Наличие благоприятных для аккумуляции нефти и газа коллекторских пород.
3. Наличие благоприятных для скопления нефти ловушек.
4. Наличие над коллекторами слабопроницаемых пород.
Региональная нефтегазоносность практически всего разреза осадочных пород в Среднем Поволжье определяется первым из перечисленных выше условий. Приуроченность всех залежей с карбонатными коллекторами к ловушкам антиклинального типа, прямая зависимость их продуктивности от физических свойств коллекторов, а также залегание во всех случаях над залежами непроницаемых пород - все это подтверждает, что и остальные положения структурной теории также обязательны для залежей рассматриваемого типа.
Второе и четвертое положения иллюстрируются тем, что во всех известных случаях нефть и газ приурочены к коллекторам, перекрытым слабопроницаемыми породами - глинами, ангидритами или засульфаченными доломитами.
Так как формирование залежей в карбонатных породах происходит в соответствии с общими закономерностями, то можно сделать вывод, что на территории газонефтеносной провинции, в карбонатном разрезе, в пределах любого поднятия залежи нефти и газа могут присутствовать под всеми слабопроницаемыми породами. Несомненно, что породы, вмещающие нефть и газ, должны обладать благоприятными коллекторскими свойствами.
Характерной особенностью залежей в карбонатных коллекторах является наблюдаемая в большинстве случаев изолированность их в подошве вторичным кальцитом и вязким битумом от нижележащих пластовых вод. В результате эти воды в процессе разработки не могут продвигаться. Поэтому разработка запечатанных залежей без поддержания давления в большинстве случаев может происходить лишь при неблагоприятном для отдачи нефти режиме растворенного газа.
Из-за отсутствия связи запечатанных залежей с пластовыми водами для поддержания давления закачку воды в карбонатные коллекторы рекомендуется производить только внутриконтурную. Как выяснено Е.К. Фроловой, в ряде случаев наблюдаются любопытные явления, когда открытые трещины в нефтенасыщенной части толщи карбонатных пород ниже подошвы залежи полностью запечатаны вторичным кальцитом на глубину 2-3 м, а еще ниже цементация исчезает, и трещины вновь становятся открытыми.
В связи с существующим представлением о биогенной природе вторичного кальцита, выпадающего на ВНК в зоне активных биохимических процессов, автором совместно с И.В. Сазоновой и В.П. Паршиной были проведены соответствующие опыты с пластовой микрофлорой Калиновского и Покровского месторождений на среде нефть - пластовая вода. Поставленные в нескольких вариантах опыты показали наличие процесса выпадения кристаллов вторичного кальцита.
В контрольных опытах со стерильной средой выпадения кальцита практически не наблюдалось. Процесс выпадения вторичного кальцита в лабораторных условиях завершался за 80-90 дней.
В естественных условиях запечатывание залежей вторичным кальцитом и за геологическое время также, видимо, не должно было значительно растягиваться.
В связи с запечатыванием залежей в карбонатных коллекторах с подошвы можно полагать, что распространенное представление о наличии и у них ВНК является ошибочным. Подошва нефтяных залежей в карбонатных породах на изученных нами месторождениях отделена от пластовых вод 2-3-метровым изолирующим слоем (Описанное автором явление наблюдается не всегда. Массивные залежи в толщах карбонатных пород широко распространены не только в палеозойских, но и в мезозойских и кайнозойских отложениях. В Предкавказье в верхнемеловой, а в Иране в миоценовой известковых толщах залежи нефти очень часто подстилаются весьма активной подошвенной водой. Подошвенная вода проявляет себя более или менее активно в связи с трещиноватостью, рассекающей известковый массив. - Ред.).
Можно указать, что в начальный период разработки нефтяной залежи башкирского яруса Покровского месторождения пластовое давление в ней быстро снизилось со 117 ат до давления насыщения в 56 ат и даже ниже. В результате разработка начала переходить на режим растворенного газа, так как запас упругих сил запечатанной залежи был исчерпан. Но, несмотря на снижение давления почти на 60 ат, прорыва подошвенных вод в нефтяную залежь не произошло. Характерно, что при вскрытии водоносного пласта на несколько метров ниже подошвы залежи давление в нем оказалось 118 ат, т.е. равнялось начальному. Следовательно, залежь настолько хорошо запечатана, что созданной депрессии в 60 ат было недостаточно для прорыва нижних вод.
Подобный же пример запечатанности залежи в карбонатном коллекторе кунгурского яруса наблюдается в Муханово. В процессе разработки пластовое давление здесь было снижено с 43 до 4,5 ат. В 1955 г. разработка была прекращена, и залежь находится в консервации до настоящего времени. Несмотря на созданную депрессию почти в 40 ат, за прошедшее время давление в залежи практически не возросло, хотя проницаемость пласта в среднем свыше 100 миллидарси, т.е. высокая для подобных коллекторов.
В последнее время на кунгурских месторождениях с запечатанными залежами наблюдается обводнение скважин нижними водами. Анализ условий поступления воды выявил, что это связано с раскрытием под влиянием проводимых гидроразрывов ранее закрытых вертикальных трещин.
Условиями вторичной цементации следует объяснить и наблюдаемую обычно закономерность ухудшения коллекторских свойств карбонатных пластов к подошве залежей (рис. 2). Это можно рассматривать как результат того, что при формировании залежей нефть заполняет сводовые части поднятий относительно быстро, так как объем их сравнительно невелик. В условиях же быстрого понижения ВНК пластовая микрофлора не успевает отложить достаточно вторичного кальцита и ухудшить тем самым проницаемость коллектора. Затем скорость понижения контакта начинает убывать, так как книзу объем ловушки возрастает и требуется большее время для ее последующего заполнения. Поэтому в дальнейшем микрофлора может дольше находиться на текущем контакте и откладывать вторичный кальцит. При заполнении ловушки нефтью на полную емкость понижение контакта прекращается, что и создает условия для полного запечатывания залежи.
В связи со вторичной цементацией карбонатных коллекторов менее благоприятные условия для разработки залежей создаются на пологих крыльях поднятий. На рис. 2 можно видеть, как на пологом крыле резко убывает мощность толщи пород с благоприятными коллекторскими свойствами.
Как показывает практика разработки залежей в карбонатных породах, последняя обычно в значительной степени зависит от их трещиноватости. При слабой проницаемости пород притекание нефти возможно лишь по системе пластовых трещин. Поэтому в слабопроницаемых карбонатных породах наряду с достаточно продуктивными скважинами некоторые скважины либо полностью «сухие», либо обладают ничтожными дебитами.
Наблюдения показывают, что максимально развиты тектонические трещины в карбонатных и других породах в зонах контакта их с глинами и другими пластичными породами, т.е. в кровле, где коллектор перекрывается глинами, а к подошве трещиноватость убывает. Сильно развита трещиноватость у глинистых известняков и доломитов. Несомненно, что в связи с Отмеченной закономерностью в разрезе присутствуют подчас регионально выдержанные зоны поглощений. Например, в Среднем Поволжье можно выделить зоны каширско-верейско-верхнебашкирскую, окско- серпуховскую, турнейскую, фаменскую, среднефранскую, пашийскую и др.
Как известно, в указанных интервалах разреза карбонатные пласты и песчаники либо чередуются с глинами, либо сами значительно заглинизированы.
Наличие зон поглощений в карбонатных частях разреза в структурном поднятии, где присутствуют глины, которые могут служить кровлей, видимо, следует считать благоприятным поисковым признаком, так как в трещиноватых коллекторах могли сформироваться залежи нефти и газа.
В связи с развитием трещиноватости в зонах соприкосновения коллекторских и пластичных пород с общим захватом их трещинами иногда наблюдаются одинаковые отметки подошв нефтяных залежей в карбонатных коллекторах с ВНК вышезалегающих залежей в песчаных коллекторах (рис. 3). Подобное явление наблюдается у залежей кизеловского горизонта турне и вышележащих залежей пласта Б2 угленосного горизонта, башкирского яруса и в песчаных коллекторах верейского горизонта.
В подобных случаях наблюдается и близость физико-химической характеристики нефтей у парных залежей, что также подтверждает их взаимосвязь. У подобных парных залежей в ряде случаев обнаружена и непосредственная гидравлическая связь, как, например, у пластов B1 и Б2 Стрельного, Красноярки, Тарханов и др.
Обычно трудно выделяемая по геофизическим данным подошва залежей в толще карбонатных пород может быть легко отбита по отметке ВНК в вышележащем песчаном коллекторе. Однако наблюдаются и иные соотношения (Зольный, Тарханы).
До последнего времени были значительно затруднены выделение в разрезе карбонатных коллекторов по материалам геофизических исследований пористых и проницаемых нефтенасыщенных интервалов, а также отбивка подошвы залежей. Сейчас благодаря широкому внедрению в практику микрозондирования, радиокаротажа и главным образом исследований методом наведенной активности возможности изучения нефтеносности и коллекторских свойств карбонатных пород значительно расширились.
Гипровостокнефть
Рис. 1. Площади Куйбышевской и северо-восточной части Оренбургской областей с выявленной газонефтеносностью карбонатных пород.
I - в девоне, II - в карбоне, III-в перми. 1-Стрельный; 2 - Зольный; 3 -Красный Яр; 4 - Белозерка; 5 - Чубовка; 6 - Алакаевка; 7 - Хилково; 8 - Муханово; 9 - Восточная Черновка; 10 -Новые Ключи; 11-Михайловка; 12-Коханы; 13 -Дмитриевка; 14 - Радаевка; 13 - Якушино; 16 - Шунгут; 17 -Байтуган; 18- Сосновско-Дерюжевская; 19 - Аманак; 20-Калиновско-Новостепановская; 21 - Бугурусланская; 22 - Красноярская; 23 - Султангулово; 24 - Тарханы; 25 - Аширово; 26 - Ефремово-Зыково; 27 - Пилюгино; 28 - Садки; 29 - Яблоня; 30 - Городецкая; 31 - Жуково; 32 - Кулешовская; 33-Покровская; 34-Никольская.
Рис. 2. Схематические условия залегания нефти в толще карбонатных пород.
1 - глины кровли залежи; 2 - зона высокопроницаемого нефтенасыщенного коллектора; 3 - зона нефтенасыщенного коллектора с пониженной проницаемостью; 4 - запечатывающий слой; 5 - водоносная часть пласта.
Рис. 3. Схема взаимосвязи залежей в толще карбонатных пород и выше залегающем песчаном пласте.
1 - глины; 2 - песчаники нефтенасыщенные; 3 -известняки нефтенасыщенные; 4 - песчаники водоносные; 5 - известняки водоносные.