К оглавлению

О разработке девонской залежи Султангуловского месторождения Оренбургской области (По поводу статьи А. М. Карапетова [1].)

М.Ф. СВИЩЕВ, Н.Л. ШЕШУКОВ, Л.М. КРЕМС, А.П. РЫБАКОВ

Султангуловское газонефтяное месторождение расположено в западной части Большекинельского вала, регионально погружающегося с северо-запада на юго-восток. Оно приурочено к удлиненному брахиантиклинальному поднятию, которое осложнено тремя куполовидными поднятиями, и является наиболее крупным месторождением Оренбургской области (рис. 1). В разрезе месторождения установлено шесть нефтяных и газовых залежей, три из них в терригенных отложениях: в пашийской свите верхнего девона, угленосной свите нижнего карбона и уфимской свите верхней перми; и три в карбонатных коллекторах: в фаменском ярусе верхнего девона, турнейском ярусе нижнего карбона и сакмарском ярусе нижней перми.

Менее значительные признаки нефти и газа распространены еще шире, они известны в отложениях артинского и кунгурского ярусов нижней перми и в калиновской свите верхней перми.

Промышленное значение выявленных нефтяных залежей неравноценно. Основным объектом разработки является девонская залежь. Планомерная разработка ее начата в 1956 г. Научно-исследовательские организации и отдельные исследователи ищут пути наиболее целесообразной разработки указанной залежи. Видимо, эту же цель преследовал и А.М. Карапетов, выступивший со статьей в порядке обсуждения вопросов разработки девонской залежи.

Общеизвестно, что способ разработки месторождения (залежи) определяется прежде всего его геологическими особенностями. От правильной оценки этих особенностей и закономерностей зависит правильность намеченного метода разработки месторождения. К сожалению, статья А.М. Карапетова не отличается таким подходом к сложным вопросам разработки. Будучи сторонником весьма широкого развития дизъюнктивных нарушений на платформе, А.М. Карапетов рассматривает вопросы разработки с предвзятых позиций, не считаясь с фактами и искажая их.

При этом трудно ожидать объективных и правильных выводов, направленных на рациональную разработку залежей и оказание практической помощи промысловикам.

Рассмотрим основные положения: статьи с точки зрения фактических данных.

1. На Султангуловском месторождении А.М. Карапетов устанавливает два дизъюнктивных нарушения типа сброса-сдвига, разобщающих месторождение на три самостоятельных блока, из которых центральный опущен (рис. 2). С выявленными нарушениями якобы увязывается положение водонефтяных контактов на отдельных блоках, которые характеризуются неодинаковыми отметками. Первоначальный контур нефтеносности в нефтяных залежах нашийских слоев и турнейского яруса А.М. Карапетов соответственно определяет для западного блока на отметках -2203 м и -1551 м, для центрального - на отметках -2200 м и 1540 м и для восточного - на отметках -2195 м и -1535 м. Приведенные отметки контура нефтеносности отдельных блоков явно не увязываются с геологическими построениями А.М. Карапетова. Из приведенных данных следует, что водонефтяной контакт испытывает постепенный подъем в направлении регионального погружения, хотя в соответствии с этими построениями на центральном блоке он должен занимать наиболее низкое гипсометрическое положение. Несостоятельность высказанного положения о соответствии ВНК с выявленными нарушениями совершенно очевидна. Кроме того, приведенные отметки ВНК не отвечают фактическим данным. Как показывают результаты опробования скважин восточного блока (скв. 102 по девону и скв. 68 по турнейскому ярусу), отметки ВНК здесь ничем не отличаются от таковых на центральном блоке. Нефть из пласта Д_I получена в скв. 102 при отметке нижней дыры фильтра -2198,8 м, а из турнейского яруса в скв. 68 с отметки -1540,0.

Указанная А.М. Карапетовым отметка ВНК для западного блока (-1551) также нуждается в уточнении. Максимально низкая отметка, с которой получена здесь безводная нефть по скв. 136, 131, 135, составляет от -1539,5 до -1540,6 м и полностью увязывается с отметками ВНК на других участках месторождения.

2. А. М. Карапетов «доказывает» наличие нарушений профилями по простиранию поднятия, на которых они проведены между скважинами, где им усматриваются различные отметки ВНК. Но ни на одном профиле нарушения не пересекаются скважиной. Это делает построения бездоказательными. Как видно из профилей, нарушениями затронуты отложения нижнего карбона и девона, к которым приурочены основные промышленные залежи нефти. Нарушения должны сопровождаться изменениями мощностей между реперными горизонтами в этой части разреза, повторениями разреза и выпадением из него отдельных горизонтов в скважинах, расположенных по разные стороны вблизи нарушения. Однако этого не отмечается.

Данные о мощностях между реперными горизонтами по группе скважин, расположенных по разные стороны от предполагаемого нарушения на центральном поднятии (см. таблицу), показывают, что от подошвы тульского горизонта нижнего карбона до кровличерного известняка живетского яруса среднего девона мощность увеличивается постепенно от свода поднятия к крыльям независимо от расположения скважин относительно предполагаемого нарушения.

Увеличение мощности рассматриваемого интервала разреза в скважинах зависит от положения их на структуре, отражает рост ее во времени и не связано с повторением разреза. Изменение мощности отдельных частей разреза внутри указанного интервала подчиняется той же закономерности или зависит от литологического состава горизонта (пашийские слои).

3. А.М. Карапетов ставит под сомнение правильность подсчета запасов и проект разработки девонской залежи для наиболее крупного центрального участка месторождения, часть которого по его построениям находится за пределами контура нефтеносности. Тем самым снижаются перспективы месторождения. Для доказательства этого положения, в частности, приводится скв. 114, которая якобы вскрыла кровлю пашийских слоев на 30 м ниже, чем в скв. 107. На самом же деле эти слои в скв. 114 не вскрыты, она остановлена на глубине 2047 м в нижней части фаменского яруса.

Об отметке кровли пашийских слоев в этой скважине можно судить лишь предположительно, на основе пересчета по соседним скважинам. При этом отметка ее определяется весьма близкой к отметке скв. 107. Построения А.М. Карапетова не увязываются также с данными эксплуатационного и разведочного бурения. Так, скв. 217, 218, расположенные по его построениям за контуром нефтеносности, дают безводную нефть.

Таким образом, дизъюнктивная тектоника по продуктивному горизонту пашийских слоев в понимании А.М. Карапетова не подтверждается данными бурения. Построения его не подтверждаются и результатами геолого-промысловых исследований. Характер распределения текущего пластового давления (см. рис. 1) не позволяет установить каких-либо аномалий, указывающих на явление экранирования, неизбежное при наличии дизъюнктивных нарушений.

4. А.М. Карапетов рекомендует разбуривать участок, расположенный между скв. 105 и 107, район скв. 113, 106, 99, 119 и считает целесообразным пробурить ряд эксплуатационных скважин в крыльевых частях поднятия на Заглядинском участке. Такие рекомендации явно ошибочны и не увязываются с геологическими и геолого-промысловыми данными.

По данным литологического изучения разреза пласта Д_I и опробования скв. 105 и 107 в районе указанных скважин происходит замещение песчаников слабопроницаемыми алевролитами (рис. 2); бурить здесь эксплуатационные скважины нецелесообразно.

Район скв. 106 и 119 характеризуется развитием водонефтяной зоны залежи, а не чисто нефтяной, как изображает А.М. Карапетов.

Скв. 106 и 119, несмотря на ограниченный интервал перфорации по мощности пласта, почти с начала их эксплуатации вместе с нефтью дают воду, количество которой быстро увеличивается.

Следовательно, бурить здесь значительное количество эксплуатационных скважин также нецелесообразно. Особенно неудачно предложение о бурении дополнительных эксплуатационных скважин на Заглядинском участке. Подобная точка зрения существовала в свое время и в НПУ Бугурусланнефть. Однако по мере накопления фактического геолого-промыслового материала она была оставлена как несостоятельная.

Заглядинский участок характеризуется наибольшей эффективной мощностью пласта Д₁ и наиболее высокими физико-коллекторскими свойствами. В связи с этим принятые расстояния между скважинами здесь оказались заниженными, а между отдельными скважинами довольно отчетливо устанавливается интерференция (рис. 3). Поэтому не только отпадает необходимость бурения дополнительного ряда, а имеется также возможность увеличить расстояния между скважинами и сократить количество эксплуатационных скважин без ущерба для темпов текущего отбора. И совершенно правильно поступила Оренбургская комплексная лаборатория ВНИГНИ [2], предложив на основе тщательного анализа разработки увеличить на неразбуренной части площади расстояния между скважинами до 600 м и сократить количество проектируемых эксплуатационных скважин более чем на 1/3.

Таким образом, из изложенного видно, что основные положения статьи А.М. Карапетова, его построения и выводы не увязываются с фактическими геологическими и геолого-промысловыми данными и поэтому не способствуют рациональной разработке девонской залежи Султангуловско-Заглядинского месторождения. В статье допущен ряд искажений. Так, например, указывается, что в скв. 99 при опробовании турнейского продуктивного горизонта получена вода с нефтью. На самом деле эта скважина является пьезометрической на девон, и турнейский ярус опробованию в ней не подвергался. В статье не рекомендуется бурить скв. 108, которая фактически пробурена в 1954 г. и с тех пор дала уже более 166 тыс. т нефти.

ЛИТЕРАТУРА

1. Карапетов А.М. К вопросу разработки девонской залежи Султангуловской площади Оренбургской области. Научно-технический сб. по добыче нефти, N 3 ВНИИ, 1959.

2. Мельникова Н.А., Оноприенко В.И., Горбунов А.П. Анализ разработки Султангуловско-Заглядинского месторождения. Фонды ВНИГНИ.

НПУ Бугурусланнефть

Таблица

	№ скважин
	108	206	99	67	98	217	232	115
Положение скважины на структуре	Сводовая		Северное крыло			Сводовая	Южное крыло
Абсолютная отметка кровли пашийских слоев	-2157,1	-2167,6	-2203,3	-2198,3	-2195,1	-2164,0	-2182,0	-2186,6
Мощность отложений от подошвы тульского горизонта нижнего карбона до кровли черного известняка живетского яруса среднего девона ^1	680	668	692	723	704	677	698	703
В том числе:
пашийских отложений	38	39	35	35	34	41	36	36
кыновских слоев	20	25	21	19	20	21	20	21
отложений от кровли кыновских слоев до репера Д3к в кровле верхне-франского подъяруса	210	212	225	243	244	208	245	246

1 Мощности отложений между реперными горизонтами нижнего карбона и среднего девона по скважинам центрального участка Султангуловского месторождения.

Рис. 1. Структурная карта Султангуловско-Заглядинского месторождения по кровле пласта Д_I пашийских слоев.

1 - скважины пробуренные; 2 - скважины в бурении; 3 - отклонение забоев; 4 - изогипсы пласта Д_I; 5 - внешний контур нефтеносности; 6 - внутренний контур нефтеносности; 7 - зона распространения алевролитов.

Рис. 2. Карта пластовых давлений пласта Д_I пашийских слоев Султангуловско-Заглядинского месторождения по состоянию на 1 июля 1959 г.

1 - скважины, по которым замерено пластовое давление; 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - линии равных давлений; 4-местоположение дизъюнктивов по А.М. Карапетову.

Рис. 3. График изменения дебитов эксплуатационных скв. 127, 255, 256 и уровня пьезометрической скв. 60 Заглядинского участка Султангуловско-Заглядинского месторождения.