К оглавлению

Некоторые особенности результатов опробования скважин (На примере Абино-Украинского нефтяного месторождения.)

Сидоренко С.Ф.

В декабре 1956 г. на Абино-Украинской площади, расположенной между ст. Абинская и г. Крымск, в разведочной скв. 65 был получен фонтан нефти из сарматских отложений. До 1959 г. здесь велось интенсивное разведочное бурение для поисков нефти в караганском и чокракском горизонтах и оконтуривания ранее открытой залежи нефти в сармате.

Большинство разведочных скважин вскрыли весь комплекс миоценовых отложений с меотиса до чокрака включительно. В разрезе наблюдается много размывов и несогласий, которые затрудняют стратиграфическое расчленение разреза и его правильную корреляцию.

В тектоническом отношении Абино-Украинская площадь представляет собой пологую моноклиналь с небольшой антиклинальной складкой в центральной части месторождения (рис. 1, 2).

Мощность миоценовых отложений в пределах месторождения сильно меняется и имеет общую тенденцию к увеличению вниз по падению (см. рис. 1 и 3). Одновременно меняется и литологический состав пород. На рис. 4 приведены электрокаротажные типичные диаграммы миоценовых отложений скв. 150 и 225.

В настоящее время не существует определенной методики выделения нефтеводогазосодержащих прослоев в тонкослоистом карбонатном разрезе по каротажным исследованиям. Это привело к тому, что разведчики вынуждены обращать особое внимание на количество и качество отбора керна. По отдельным скважинам проходка колонковыми долотами в продуктивном разрезе составляла до 56%. Керн отбирали с таким расчетом, чтобы в двух соседних скважинах был освещен полностью весь разрез миоцена.

Месторождение можно разделить на три участка: восточный, центральный и западный, которые отличаются друг от друга мощностью осадков, литологическим составом коллекторов и их физическими свойствами.

На восточном и западном участках коллекторами являются конгломераты, брекчии, песчаники, алевролиты, доломиты и мергели. В разрезе не встречаются более или менее мощные чисто песчаные пласты. Продуктивная часть горизонтов представляет собой частое переслаивание очень тонких прослоев, примазок, вкраплений и присыпок нефтяного песка или песчаника с глинами; последние также резко изменяются от плотных неслоистых слабопесчанослюдистых до слоистых сильнопесчанистых и рыхлых.

 В центральной части месторождения коллекторами служат мощные прослои песчаника, ракушечника, мергеля, часто трещиноватого и доломитизированного, известняка трещиноватого органогенного и сильнопесчанистого.

Большинство трещин заполнено нефтью, но, по-видимому, это не основной вмещающий коллектор, а только проводник флюида к забоям скважин.

Трудность и особый интерес при расшифровке полученных результатов вызвало опробование разведочных скважин. На первом этапе разведки месторождения под фильтр брались почти целые стратиграфические горизонты, потом для получения более точных результатов интервалы уменьшались. Перфорация производилась выборочно кумулятивными перфораторами.

На сентябрь 1959 г. было пробурено 55 скважин, причем высокодебитные скважины расположены на севере центральной части месторождения, где эффективная мощность горизонтов сильно увеличена по сравнению с другими пастями месторождения, а породы более проницаемы и трещиноваты.

Большинство скважин, пробуренных на центральном участке, начинали фонтанировать нефтью с дебитом 30-35 т/сутки. Скважины, пробуренные на восточном и западном участках, по характеру освоения резко отличаются от скважин центрального участка. После промывки на воду скважины начинали фонтанировать минерализованной водой иногда в течение 10-15 суток, затем появлялась пленка нефти и нефть. Были случаи, когда скважина начинала фонтанировать нефтью, затем переходила на воду, а потом вновь появлялась нефть.

В некоторых скважинах пластовые давления не превышают гидростатические и вызывать приток приходится поршневанием, но и в этих случаях наблюдается периодичность работы пласта то водой, то нефтью.

Наиболее характерные результаты получены в скв. 150, 235, 125. Скв. 150 после промывки начала работать минерализованной водой с газом. На шестые сутки появилась слабая пленка нефти. Количество нефти постепенно увеличивалось, и на тринадцатые сутки нефть составляла 15% подаваемой жидкости. По мере увеличения процента нефти общий дебит уменьшался с 70 до 42 т/сутки. Заметно уменьшалось и количество газа. На шестнадцатые сутки подача газа прекратилась. После увеличения диаметра штуцера в скважине вновь появился газ с дебитом 25000-30000 м3 в сутки, а содержание нефти увеличилось до 30-35%. В настоящее время скважина дает 25 т нефти в сутки с содержанием воды 28%.

В скв. 235 после смены глинистого раствора на воду поршневанием снизили уровень до глубины 250 м. Скважина начала переливать нефтью и минерализованной водой. В течение 20 суток скважина работала неустойчивым периодическим переливом с дебитом жидкости от 1 до 14 т в сутки. Содержание воды изменялось в широких пределах от 0 до 100%. Уровень снижался до глубины 700-820 м, при этом поршень выносил минерализованную воду с пленкой нефти. В процессе поршневания количество нефти постепенно увеличивалось, и на шестой день поршнем уже выносило чистую нефть. В настоящее время скважина находится в периодической эксплуатации и дает до 1,5 т нефти в сутки переливом.

Скв. 125 во время промывки на воду начала интенсивно фонтанировать раствором, а затем начала подавать до 25-30 т чистой нефти в сутки при 6-миллиметровом штуцере. Из-за отсутствия емкости скважина была закрыта. Открыли скважину через 16 часов, она слабо продула газом и начала фонтанировать минерализованной водой с пленкой нефти. В последующие полтора месяца она периодически давала нефть и минерализованную воду. Переход с подачи минерализованной воды на нефть и с нефти на воду происходил постепенно (увеличивалось или уменьшалось процентное содержание того или иного флюида). Соответственно менялись дебит и давления. В настоящее время скважина находится в консервации.

Данные, полученные при разведке Абино-Украинского месторождения нефти указывают на то, что это многопластовая литолого-стратиграфическая залежь сложного строения.

Можно предполагать, что каждый отдельный пласт, каждый пропласток является самостоятельной залежью, со своей гидродинамической системой, со своими контурами нефти, и, возможно, с разными пластовыми давлениями. При таком предположении становится понятным чередование притоков нефти и пластовой воды в скважинах. Вначале работают пласты с высокими пластовыми давлениями, а после снижения давления в них появляется возможность работы всех остальных пластов.

Так как все пласты выклиниваются и замещаются глинами во всех направлениях, то говорить об активном напоре вод не приходится, а следовательно, и водонапорный режим залежи, если и может существовать, то только в самый начальный период работы пласта. В дальнейшем основным режимом будет являться режим растворенного газа, переходящий в режим истощения.

Поскольку на Кубани Абино-Украинское месторождение является не единственным с подобным типом коллекторов и имеются высокоперспективные районы, где возможно открытие новых подобных ему месторождений, то следует уделить особое внимание разработке и применению различных методов промысловых геофизических исследований, которые могли бы помочь выделить в разрезе нефтесодержащие пласты.

НПУ Абиннефтъ

 

Рис. 1. Геологический профиль Абино-Украинского месторождения.

1 - Майкоп; 2 - меотис; 3 - понт; 4 - рудные слои; 5 - надрудные слои.

 

Рис. 2. Структурная карта по кровле караганских отложений.

1 - изогипсы; 2 - линия выклинивания караганских отложений; з - скважины, давшие промышленную нефть.

 

Рис. 3. Карта равных эффективных мощностей караганского горизонта.

1 - изопахиты; 2 - линия выклинивания караганских отложений.

 

Рис. 4. Электрокаротажные характеристики.

а - скв. 225 центрального участка; б - скв. 150 западного участка.