К оглавлению

Методика вскрытия и опробования продуктивных горизонтов в разведочных скважинах Актюбинского Приуралья

В верхнепалеозойских отложениях Актюбинского Приуралья часто встречаются нефтегазопроявления в широких стратиграфических пределах. Это бензиновые запахи, слабые примазки жидкой нефти или включения твердых битумов (см. таблицу). Известны и продуктивные горизонты, насыщенные нефтью или газом (рис. 1).

Многочисленные признаки нефти и газа были подтверждены разведочным бурением на Джусинской (1947 г.), Жилянской (1950 г.), Петропавловской (1952 г.), Берлинской (1958-1960 гг.), Актюбинской (1953 г.), Биштамакской (1953-1960 гг.) и на других структурах (рис. 2). Коллекторские свойства пород Актюбинской и Биштамакской площадей определялись в ЦНИЛе треста Актюбнефтеразведка.

Песчаники, которые считаются основными коллекторами нефти и газа, обладают общей пористостью 10-21%, открытой 6-15%. Газопроницаемость образцов керна параллельно наслоению изменяется в скв. Г-22 от 16 миллидарси до 0, в скв. Г-21 от 0 до 19 миллидарси, в скв. Г-14 от 5 до 6,5 миллидарси и в скв. 23, 24 от 10 до 72 миллидарси. В связи с низкой проницаемостью промышленные залежи нефти и газа могут быть приурочены в основном к трещиноватым коллекторам, на что указывает получение притоков газа и нефти из очень плотных пород.

Результаты определения физических свойств пород в скв. 23 и 24 показывают, что артинские отложения в своем разрезе имеют горизонты с коллекторскими свойствами, соответствующими классу «В», со средней емкостью коллектора (по Авдусину). При наличии в этих пластовых резервуарах литологически я тектонически экранированных ловушек здесь возможны промышленные скопления нефти и газа.

В 1956-1960 гг. в западной части Актюбинского Приуралья в артинских отложениях были открыты залежи нефти и газа, разведка которых производится по схеме, показанной на рис. 3. Во всех скважинах получены нефтепроявления, а в скв. 13 (Биштамакское поднятие) при испытании интервала 2351-2328 м был получен незначительный приток жидкой нефти темнозеленого цвета, удельного веса 0,884 г/см3 с запахом сероводорода и содержанием воды 20%, золы 0,79%, кокса 2,63%, серы 0,15%. Начало кипения нефти (по Энглеру) 132°. Основной процент отгона происходит при температуре от 260 до 360° С. Температура вспышки 130°.

В скв. 23 из верхней части артинских отложений наблюдалось значительное газопроявление с выбросом глинистого раствора на высоту 25 м от устья.

Вторичный выброс с небольшим количеством нефти произошел с глубины 2180 м. При закрытой задвижке на головке избыточное давление достигало 40 ат. По истечении двух суток в скважине, заполненной до устья жидкостью, постоянный дебит газа составил 700 м3/сутки. В полученном газе Н2 не обнаружен, СO2 содержится 4,47 %, СО - 6,71 %, Н2 - 10,64%, сумма углеводородных газов равна 78,18%.

При опробовании на приток нефти и газа интервалов 2170-2178 м и 2080- 2088 м в скв. 23 было получено незначительное количество жидкой осветленной нефти удельного веса 0,75 кг/см3.

На Биштамакском поднятии впервые в галогенно-сульфатной толще кунгура была обнаружена 100-метровая терригенная пачка, представленная в основном песчаниками, алевролитами и аргиллитами и содержащая в своем разрезе нефте- и газоносные горизонты (интервал 1100-1200 м, скв. 23). В газе из верхней части этой пачки сероводород отсутствует, СO2, СО и Н2 содержится 8,87%, сумма углеводородных газов составляет 91,13%.

Нефть, полученная в незначительном количестве из кунгурских отложений ниже газоносного горизонта, обладает удельным весом 0,883 при 25° С, температура вспышки 158°, содержание воды 1,82%, золы 0,36%, кокса 2,18%, серы 0,1%, смолы 40%, начало кипения 216°.

Основной процент отгона происходит при температурах от 300 до 360° С. В нефти содержится парафин. Впоследствии из этого горизонта постепенно изливалась минерализованная вода с нефтью (до 4% нефти от объема выделяемой жидкости) из затрубного пространства 16- и 10-дюймовых колонн.

Артинские отложения на перспективных площадях сформированы в четко выраженные антиклинали под толщей галогенно-сульфатных отложений кунгура, мощность которых в ряде случаев превышает 1800 м. Из практики бурения на Актюбинской и Биштамакской площадях известно, что галогенно-сульфатные отложения кунгура можно проходить на чистой воде с большим содержанием поваренной соли (соленость до 24° Be).

По мере вскрытия кровли артинских отложений пройденные соленосные отложения перекрываются 8- или 10-дюймовой колонной, и в дальнейшем бурение артинских отложений ведется только на пресном глинистом растворе (соленость не более 1° Be) удельным весом 1,45-1,52 г/см3, вязкостью 60- 80 сек. по СПБ-5, фильтрацией 10- 15 см3 на 30 мин., с содержанием песка не более 1%, сопротивлением не менее 1 омм. Такой раствор необходимо применять по следующим причинам.

1)                      На засоленном глинистом растворе каротажные материалы получаются неудовлетворительные и их трудно интерпретировать.

2)                      При прохождении подсолевых артинских отложений, перспективных на нефть и газ, на засоленном глинистом растворе, не обработанном химическими реагентами, наблюдаются обвалы алевролитов и аргиллитов (особенно в местах крутопоставленных пластов).

3)                      При засоленном глинистом растворе увеличивается фильтрация, создаются значительные глинистые корки, вследствие чего происходят прихваты бурильного инструмента. Кроме того, такие растворы создают неблагоприятные условия не только для проводки скважин, но и для их освоения.

Все скважины во время бурения газировали. Вследствие этого бурение на Актюбинской и Биштамакской площадях проводилось на более тяжелом глинистом растворе при давлении, видимо, значительно превышающем пластовое давление вскрываемых продуктивных горизонтов.

Опыт показал, что чем лучше свойства промывочной жидкости, тем меньше фильтрация в пласт за счет образования малопроницаемой корки на стенках скважины и меньше глубина проникновения фильтрата с механическими примесями. Например, в момент вскрытия пласта в скв. 23 с глубины 2175 м произошел выброс глинистого раствора на высоту 25 м от устья, а после задавливания утяжеленным глинистым раствором и цементировки ствола нефтегазопроявления почти исчезли. Испытание показало, что приток нефти при таком состоянии скважины практически отсутствует и, по-видимому, возбудить его в пласте дальнейшим снижением уровня без специальных мер невозможно. Подобные явления не единичны, они наблюдались и в других скважинах.

Из-за применения некачественного глинистого раствора в процессе бурения фильтрат с механическими примесями (баритом, гематитом) проникает, по-видимому, на значительную глубину. При таком засорении продуктивного пласта для его совершенного вскрытия недостаточно простреленных средств, имеющихся на вооружении геофизических баз.

Увеличение диаметра за счет обвала ствола скважины после цементировки также затрудняет вскрытие пласта, так как при этом цементное кольцо часто пробивается не на полную мощность.

Высокий процент неэффективных скважин указывает на необходимость разработки более совершенных методов вскрытия пласта и освоения скважин.

Из практики бурения разведочных скв. 13, 14 и 23 на Биштамакском месторождении установлено, что в процессе опробования на приток нефти и газа из вскрытого пласта поступает отфильтрованная вода с баритом и цементом, которые согласно анализам (скв. 14 и 23) были внесены в пласт промывочной жидкостью в процессе бурения.

Следовательно, фильтрат глинистого раствора с механическими примесями проникает в проницаемый пласт на значительную глубину. Поэтому нужно создавать оптимальную депрессию для самоочистки призабойной зоны. Соленосная толща кунгура, видимо, является разделом, не допускающим миграцию артинской и кунгурской нефти. Кроме того, галогенно-сульфатные образования, вероятно, участвуют в образовании нефтяного коллектора в кунгурских отложениях.

Продуктивный горизонт кунгурских отложений (скв. 23 в интервале 1100-1300 м) вскрывался солеными водными растворами (соленость до 24° Бе). При такой концентрации в одном кубическом метре промывочной жидкости содержится до 280-300 кг соли. Но при этом производительность была крайне низкая. Неоднократная перфорация и применение других мер эффекта не дали. Пришлось бурить продуктивный горизонт раствором на нефтяной основе. Скважина после этого вступила в эксплуатацию на фонтанном режиме с дебитом нефти 60 т/сутки.

В разведочных скважинах на Биштамакской и Актюбинской складках продуктивные горизонты, приуроченные к верхам артинских отложений, вскрываются также солевым раствором. В частности, в скв. 13, 23 и 25 Биштамакской площади артинские продуктивные горизонты находились под воздействием столба солевого раствора удельного веса 1,35-1,42 г/см3 в течение длительного времени, например, в скв. 23-семь месяцев. За этот период, естественно, фильтрат солевого раствора проникал на значительную глубину.

Можно предполагать существенную потерю естественной проницаемости продуктивных горизонтов из-за:

а) недоброкачественного промывочного раствора;

б) выпадения механических примесей, особенно барита, в коллекторах продуктивных горизонтов;

в) увеличения ствола скважины до двойного диаметра за счет обвала ствола скважины;

г) неполноценного крепления ствола скважины;

д) вскрытия продуктивных горизонтов солевым раствором;

е) несовершенного вскрытия и освоения продуктивного пласта.

Все это вместе с ограниченным количеством благоприятных коллекторов и несовершенными методами вскрытия пласта в условиях западного Актюбинском Приуралья может отрицательно повлиять на оценку перспектив нефтегазоносности.

Во избежание указанных недостатков рекомендуется до вскрытия нефтегазоносного пласта в артинских отложениях вышележащие толщи соли полностью изолировать техническими колоннами, а пласт вскрывать в закрепленной скважине с соответствующими нормами промывочной жидкости. Следует иметь в виду, что в каждом конкретном случае в продуктивной пачке надо закреплять ствол и приступать к немедленному поинтервальному опробованию.

В кунгурских продуктивных горизонтах необходимо по мере вскрытия произвести опробование при помощи испытателя пластов типа ГрозНИИ или, что еще надежнее, бурить специальные скважины и вскрывать пласты, так же как в артинских породах.

Геофизические методы исследования продуктивных пластов следует усовершенствовать. При определении задач рационального вскрытия пласта исследование и выделение границ отбивки продуктивных горизонтов в настоящее время совершенно неудовлетворительные, особенно в сложных условиях западного Актюбинского Приуралья.

Необходимо изучать способы выделения границ продуктивных пластов и повышать эффективность методов вскрытия пласта прострелочными средствами.

Пласт должен вскрываться при помощи:

а) водных растворов поверхностно-активных веществ, совершенно чистых, без механических примесей;

б) безводных растворов на нефтяной основе;

в) более качественной и глубокой перфорации;

г) многократного селективного гидроразрыва с нефильтрующейся жидкостью;

д) кислотной обработки.

Важнейшим методом следует считать гидравлический разрыв и кислотную обработку.

Несоблюдение указанных выше условий вскрытия пласта в Актюбинском Приуралье может значительно задержать открытие месторождений нефти и газа.

ЛИТЕРАТУРА

1)                  Ли К.А. Тектоническое строение и нефтегазоносность антиклинальных структур в районе г. Актюбинска. Изд. Каз. ССР, серия геологическая, 1960.

2)                  Латко Т.Д., Матвеев Г.А., Измайлов А.Б. Геологические особенности вскрытия пласта, представленного трещиноватой карбонатной фацией, и освоение скважин. Геология нефти и газа, 1960, № 5.

3)                  Магаджанов А.М., Максимов М.И. Нефтепромысловая геология. Гостоптехиздат, 1959.

4)                  Мушин А.3., 3олоев Т.М. Пути улучшения вскрытия продуктивных пластов в нефтяных, нагнетательных, газовых и разведочных скважинах. Геология нефти и газа, 1960, № 5.

5)                  Смехов Е.М. Анализ современного состояния вопроса о трещинных коллекторах. Изд. ВНИГРИ, 1958.

Трест Актюбнефтеразведка

 

Таблица Нефтегазопроявления в разведочных скважинах Актюбинской, Биштамакской и Берлинской площадей

№ скважины

Характеристика пород

Признаки нефти и газа при бурении, возраст пород

Интервал, м

8

Соль каменная с ангидритами и гипсом

Примазки нефти, запах бензина (Р1kg2)

300-305, 1000-1250

Наличие тяжелых углеводородов, суммарное содержание углеводородов до 10% (Pg12kg)

1221-1273

10

Красноцветы: глины, песчаники, глинистые сланцы и аргиллиты

Газосодержание до 10% (Р-Т, P1kg2)

190-390, 1220-1245

Песчаник с пропластками аргиллита

Песчаник пропитан нефтью (P1kg2)

1296-1300

И

Песчаники, аргиллиты, брекчии трения из обломков песчаников, алевролитов; алевролиты

Примазки и пятна нефти, запах бензина (P1kg2, P1kg1, Р1а)

1283-1545,1931-1955

Разгазирование глинистого раствора, суммарное содержание углеводородных газов до 50 %, выбросы глинистого раствора до 2-3 м над ротором (Р1kg2, Р2kg1, P1а)

1285-1286,1763-1769

Породы пропитаны нефтью, нефтяные пленки в растворе Р1а

1815-2044

16

Песчаник и глины

При разломе запах нефти и бензина Р1kg1

710-715, 910-915

Глина с прослоями песка

Песок пропитан нефтью Р1kg1

949-954

Песчаники с глинами

-

-

Песчаники, аргиллиты

-

-

Песчаники, глины с прослоями песка

Породы пропитаны нефтью, нефтяные пленки в растворе Р1kg1

912-916, 948-954

18

Песчаники с прослоями глин, соль каменная

При изломе запах нефти (Р1kg2, P1kg1)

600-805,1352-1600

Переслаивание песчаников и аргиллитов

1521-1554,1572-1577

Соль каменная, аргиллиты и алевролиты

Выбросы глинистого раствора высотой до 1 м над ротором (Р1kg1, P1kg2)

от 600 до забоя

24

Песчаники, аргиллиты и алевролиты

Суммарное содержание углеводородов 5-7 %

2172 и ниже

Кратковременное разгазирование глинистого раствора (Р1а)

 

21

Соль каменная, ангидриты; внизу аргиллиты и песчаники

Суммарное содержание углеводородов 7-15%

530-535,1790-1820

Разгазирование глинистого раствора (Р1kg2, Р1kg1)

1870-1915,1950-2070

Переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов

Суммарное содержание углеводородов 40-50%

2106-2200

Разгазирование глинистого раствора (Р1а)

 

14

Соль каменная, песчаники

Незначительное разгазирование глинистого раствора (P1kg2)

1225-1260,1416-1420

Песчаник

Запах битума (Р1а)

2366-2372

Песчаники, аргиллиты и алевролиты

Наличие тяжелых углеводородов до 7-9% (Р1а)

2480-2595,2864-2869

Переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов

Породы пропитаны нефтью, нефтяные пленки в растворе (Р1а)

 

Песчаники и алевролиты

 

2940-2920

22

Песчаники и алевролиты

Вскрыт газоносный горизонт, разгазирование глинистого раствора P1kg2

1424-1427 2257-2263; 2326-2333

Песчаники

По трещинам примазки нефти (P1а)

2430-2436,2948-2954

Песчаники

Незначительные выбросы глинистого раствора (Р1а)

2268-2269

13

Ангидрит, соль, гипс, песчаники и алевролиты

Запах легких погонов и примазки нефти (P1kg2, P1kgl)

1294-1405, 2640-2642

Песчаники и алевролиты

Запах и примазки нефти (Р1а)

1771-1949,2343-2959

Песчаник серый, мелкозернистый

Песчаник пропитан нефтью 1а)

2237-2272

Суммарное содержание углеводородов 10-15%

1050-1190,1515-2280

Отмечается наличие тяжелых углеводородов (P1kgl, Р1а)

 

Соль, гипс, глина, песчаники, алевролиты

Разгазирование глинистого раствора: в последних двух интервалах с пленками нефти в растворе (P1kg2, Р1а)

1070-1093

2374-2380

2380-2389

23

Песчаники, алевролиты, соль, ангидриты, аргиллиты, песчаники, известняк

Запах нефти (P1kg2)

1106-1209,1280-1285

Запах, выпоты и пятна нефти

1375-1565, 1672-1735

(P1kg1)

 

Песчаники, алевролиты и аргиллиты

Запах, выпоты и примазки нефти (Р1а)

1748-1791; 1855-1954

Терригенная пачка

Разгазирование глинистого раствора и незначительные выбросы глинистого раствора (P1kg2, Р1а)

2273-2279; 2255-2261 2280-2285; 2339-2345

Песчаник с прослоями аргиллита

 

 

Песчаник с трещинами, выполненными кальцитом

Песчаник пропитан нефтью (P1kg2)

1109-1160;

1444-1149

Песчаники

Трещины, выполненные кальцитом, пропитаны нефтью (Р1а)

1760-1765

Разгазирование и выбросы глинистого раствора до 25 м, установившийся дебит 700 м3/сутки 1а)

1746-1791

2176-2182

23

Песчаники

Разгазирование глинистого раствора и пленки нефти (Р1а)

2030-2060

25

Песчаники, аргиллиты

Газопроявления по газокаротажу (Р1а)

 

Запах, выпоты и примазки нефти (Р1а)

2199-2205 2319-2325

2

Песчаники, гравелиты с прослоями глин

Гравелит пропитан нефтью (Р1а)

335-340

Пузырьки газа в глинистом растворе (Р1а)

с глубины 1100 м

Песчаник слабо пропитан нефтью (Р1а)

738-743

1 Кунгурские отложения расчленены на верхний и нижний горизонты условно. Интервалы с признаками нефти из-за их многочисленности объединены.

 

Рис. 1. Тектоническая схема Актюбинском Приуралья. (По Аврову).

Отложения:

I - додевонские, включая интрузии более молодого возраста; II - девонские; III - каменноугольные; IV - нижнепермские; V - граница распространения соляных куполов и соляных антиклиналей; VI - линии разрывов; VII- площади разведочного бурения; VIII - площади структурно-поискового бурения:

1- Алга-Блакская; 2 - Биштамакская; 3 -Актюбинская; 4 - Табантальская; 5 - Белогорская; 6 - Берлинская; 7 - Подгорная; 8 - Западно-Актюбинская; 9 - Куралийская; 10 - Драгомировская; 11- Джусинская; 12 - Синтасская; 13-Андреевская; 14 - Гавриловская; 15 - Петропавловская; 16 - Александровская; 17 - Жилянская.

 

Рис. 2. Схема расположения скважин на Актюбинской (1), Борлинской (2) и Биштамакской (3) площадях.