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 (Р1^kg2)	300-305, 1000-1250
			Наличие тяжелых углеводородов, суммарное содержание углеводородов до 10% (Pg12^kg)	1221-1273
10		Красноцветы: глины, песчаники, глинистые сланцы и аргиллиты	Газосодержание до 10% (Р-Т, P1^kg2)	190-390, 1220-1245
		Песчаник с пропластками аргиллита	Песчаник пропитан нефтью (P1^kg2)	1296-1300
И		Песчаники, аргиллиты, брекчии трения из обломков песчаников, алевролитов; алевролиты	Примазки и пятна нефти, запах бензина (P1^kg2, P1^kg1, Р1^а)	1283-1545,1931-1955
			Разгазирование глинистого раствора, суммарное содержание углеводородных газов до 50 %, выбросы глинистого раствора до 2-3 м над ротором (Р1^kg2, Р2^kg1, P1^а)	1285-1286,1763-1769
			Породы пропитаны нефтью, нефтяные пленки в растворе Р1^а	1815-2044
16		Песчаник и глины	При разломе запах нефти и бензина Р1^kg1	710-715, 910-915
		Глина с прослоями песка	Песок пропитан нефтью Р1^kg1	949-954
		Песчаники с глинами	-	-
		Песчаники, аргиллиты	-	-
		Песчаники, глины с прослоями песка	Породы пропитаны нефтью, нефтяные пленки в растворе Р1^kg1	912-916, 948-954
18		Песчаники с прослоями глин, соль каменная	При изломе запах нефти (Р1^kg^2, P1^kg1)	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 (Р1^kg1, P1^kg2)	от 600 до забоя
24		Песчаники, аргиллиты и алевролиты	Суммарное содержание углеводородов 5-7 %	2172 и ниже
			Кратковременное разгазирование глинистого раствора (Р1^а)
21		Соль каменная, ангидриты; внизу аргиллиты и песчаники	Суммарное содержание углеводородов 7-15%	530-535,1790-1820
			Разгазирование глинистого раствора (Р1^kg2, Р1^kg1)	1870-1915,1950-2070
		Переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов	Суммарное содержание углеводородов 40-50%	2106-2200
			Разгазирование глинистого раствора (Р1^а)
14	Соль каменная, песчаники		Незначительное разгазирование глинистого раствора (P1^kg2)	1225-1260,1416-1420
	Песчаник		Запах битума (Р1^а)	2366-2372
	Песчаники, аргиллиты и алевролиты		Наличие тяжелых углеводородов до 7-9% (Р1^а)	2480-2595,2864-2869
	Переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов		Породы пропитаны нефтью, нефтяные пленки в растворе (Р1^а)
	Песчаники и алевролиты			2940-2920
22	Песчаники и алевролиты		Вскрыт газоносный горизонт, разгазирование глинистого раствора P1^kg2	1424-1427 2257-2263; 2326-2333
	Песчаники		По трещинам примазки нефти (P1^а)	2430-2436,2948-2954
	Песчаники		Незначительные выбросы глинистого раствора (Р1^а)	2268-2269
13	Ангидрит, соль, гипс, песчаники и алевролиты		Запах легких погонов и примазки нефти (P1^kg2, P1^kgl)	1294-1405, 2640-2642
	Песчаники и алевролиты		Запах и примазки нефти (Р1^а)	1771-1949,2343-2959
	Песчаник серый, мелкозернистый		Песчаник пропитан нефтью (Р1^а)	2237-2272
			Суммарное содержание углеводородов 10-15%	1050-1190,1515-2280
			Отмечается наличие тяжелых углеводородов (P1^kgl, Р1^а)
	Соль, гипс, глина, песчаники, алевролиты		Разгазирование глинистого раствора: в последних двух интервалах с пленками нефти в растворе (P1^kg2, Р1^а)	1070-1093
				2374-2380
				2380-2389
23	Песчаники, алевролиты, соль, ангидриты, аргиллиты, песчаники, известняк		Запах нефти (P1^kg2)	1106-1209,1280-1285
			Запах, выпоты и пятна нефти	1375-1565, 1672-1735
			(P1^kg1)
	Песчаники, алевролиты и аргиллиты		Запах, выпоты и примазки нефти (Р1^а)	1748-1791; 1855-1954
	Терригенная пачка		Разгазирование глинистого раствора и незначительные выбросы глинистого раствора (P1^kg2, Р1^а)	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 (Р1^а)	1760-1765
			Разгазирование и выбросы глинистого раствора до 25 м, установившийся дебит 700 м^3/сутки (р1^а)	1746-1791
				2176-2182
23		Песчаники	Разгазирование глинистого раствора и пленки нефти (Р1^а)	2030-2060
25		Песчаники, аргиллиты	Газопроявления по газокаротажу (Р1^а)
			Запах, выпоты и примазки нефти (Р1^а)	2199-2205 2319-2325
2		Песчаники, гравелиты с прослоями глин	Гравелит пропитан нефтью (Р1^а)	335-340
			Пузырьки газа в глинистом растворе (Р1^а)	с глубины 1100 м
			Песчаник слабо пропитан нефтью (Р1^а)	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.