К оглавлению

Нефтеносность живетских отложений Бавлинского месторождения

Ю.П. Гаттенбергер, И.Г. Полуян

Живетские породы Урало-Поволжья входят в состав терригенной толщи девона, которая является основной нефтеносной формацией, заключающей крупнейшие запасы нефти и газа. Наиболее богатые залежи приурочены к верхней части толщи (пласт Д_I), относящейся к пашийской свите франского яруса верхнего девона. Из этих залежей добывается основное количество нефти, они наиболее тщательно изучаются. Менее подробно исследована нижняя часть терригенного девона (эйфельские и живетские отложения). Многие залежи в этих породах изучены недостаточно: не определены тип и основные геологические особенности их строения.

Можно предположить, что даже на разведанных месторождениях при дальнейших работах в породах нижней части терригенной толщи девона будут выявлены новые залежи. Так, за последние годы на Бавлинском месторождении, открытом в 1946 г., установлена широкая нефтеносность живетских отложений. Главным объектом разработки на этом месторождении является пласт Д_I франского яруса, содержащий основные запасы нефти. Залежь приурочена к обширному пологому асимметричному поднятию (юго-восточное крыло более крутое) северо-восточного простирания, однако центральная сводовая часть поднятия вытянута почти в широтном направлении. Строение площади по всем горизонтам до франского яруса включительно изучено детально, так как эти отложения пройдены несколькими сотнями эксплуатационных скважин. Живетские, эйфельские и додевонские (бавлинская свита) осадки вскрыты значительно меньшим числом скважин.

В эйфельских и живетских отложениях прослежены четыре выдержанные по площади пачки алевролито-песчаных пород, обладающих высокими коллекторскими свойствами. Между ними с прослоями известняков (хорошие маркирующие горизонты) залегают аргиллиты и глинистые алевролиты, являющиеся надежными покрышками для залежей.

Главным продуктивным горизонтом живетских отложений является пласт Д_IV. Он состоит из двух выдержанных по площади песчаных пропластков, разделенных аргиллитом, в котором местами появляется прослой известняка. Мощность верхнего пропластка от 3,2 до 13 м (в среднем 8 м), наибольшая его мощность отмечается в западной части площади. Мощность нижнего пропластка обычно не превышает 3-5 м; на некоторых участках в нем преобладают глинистые алевролиты. Нефть залегает лишь в песчаниках верхнего пропластка, а коллекторы нижнего пропластка на всей площади водоносны. Поэтому по отношению залежи ко всему пласту Д_IV ее следует считать водоплавающей залежью. Сначала залежь относилась к литологическому типу.

По данным немногих скважин, вскрывших пласт Д_IV, нельзя верно судить о строении залежи.

В то же время на промысловой площади для эксплуатации пласта Д_I пробурено много скважин, забои которых на 40-50 м выше пласта Д_IV. По данным этих скважин также можно судить о строении залежи.

Карта по кровле коллекторов верхней части пласта Д_IV (рис. 1) составлена методом схождения. За основу взята структурная карта по кровле пашийской свиты франского яруса, построенная по данным всех пробуренных скважин. Последняя совмещалась с картой мощности комплекса отложений от кровли пашийской свиты до кровли пласта Д_IV, составленной по данным скважин, вскрывших пласт Д_IV. Мощность этого комплекса отложений на площади залежи изменяется мало, и неточности, возможные при построении карты мощности, почти не отражаются на карте по кровле пласта Д_IV.

Конфигурация изогипс довольно сложная, отличается от изображенных на карте, построенной обычным методом, но весьма сходна с конфигурацией изогипс на карте по кровле пашийской свиты.

Первая нефть из живетских отложений (пласт Д_IV) была получена в 1954 г., почти через 8 лет после открытия нефти в пласте Д_I. Залежь расположена в сводовой части структуры, является типичной структурной (сводовой) и имеет меньшие размеры, чем залежь пласта Д_I. Первоначальный ВНК залегал на абсолютной глубине -1532 м. Высота нефтяной залежи (около 9 м) несколько больше мощности верхнего пропластка пласта Д_IV и значительно меньше амплитуды структуры (28 м).

Коллекторы нижнего пропластка даже в самой высокой точке структуры расположены ниже отметки ВНК и на всей площади водоносны.

Физико-химическая характеристика нефти приведена ниже.

Все девонские нефти Бавлинского месторождения сходны между собой, но нефть пласта Д_IV менее сернистая, с большим выходом светлых фракций.

Первоначальное пластовое давление (175 ат), приведенное к отметке -1530 м, значительно выше давления насыщения нефти газом. В пластовых условиях весь газ находится в растворенном состоянии. Режим залежи упруго-водонапорный.

Залежь пласта Д_IV эксплуатируется с мая 1954 г., когда в скв. 308 при испытании интервала 1767,2-1774,8 м был впервые получен фонтан нефти дебитом 253 т/сутки. Из шести скважин уже добыто более 350 тыс. т. нефти. В 1960 г. работали четыре скважины со среднесуточной добычей около 100 т.

Все эксплуатационные скважины расположены в северо-западной части залежи, что отчетливо видно на карте, составленной методом схождения, а судя по карте, построенной обычным способом, все скважины находятся почти в центральной части залежи. Для полного извлечения нефти из пласта ее следует отбирать также на юго-востоке залежи и на восточной периклинали; это заметно повысит текущий уровень добычи из пласта Д_IV.

Карта схождения также, позволяет выявить новые перспективные участки, еще не вскрытые скважинами, например, район скв. 356, где на фоне общей структуры вырисовывается небольшой купол у западной границы залежи. По данным соседних скважин песчаники пласта Д_IV здесь выдержаны. Все это позволяет предполагать, что к данному поднятию в пласте Д_IV может быть приурочено скопление нефти, запасы которой, по-видимому, невелики, и для их выработки, вероятно, будет достаточно одной скважины. Другое поднятие, в пределах которого пласт Д_IV не вскрыт, располагается к югу от залежи. Здесь также может быть обнаружено скопление нефти.

Вторым промышленным объектом живетских отложений является пласт Д_III. В отличие от остальных песчаных пластов терригенной толщи девона песчаники этого пласта распространены по площади крайне неравномерно и на больших участках полностью замещаются плохо проницаемыми глинистыми алевролитами или аргиллитами (рис. 3).

Наибольшая мощность песчаников (8 м) развита я северо-западной части месторождения на Ново-Бавлинской площади, где в 1955 г. была получена первая промышленная нефть из пласта Д_III. Залежь расположена в пределах Ново-Бавлинской структуры северо-восточного простирания, которая смыкается с Александровским поднятием. При формировании залежи, кроме структурного фактора, большую роль играли зоны замещения песчаников плохо проницаемыми глинистыми породами. Они почти с трех сторон окаймляют залежь, экранируя нефть от сводовой части поднятия (см. рис. 3). Из-за изолированности залежи от общей водоносной системы пласта пластовое давление при эксплуатации сильно упало и уменьшились дебиты скважин. Начальное давление, равное 175 ат, после отбора 105 тыс. т нефти снизилось до 90 ат. Средняя мощность продуктивного пласта около 6 м, длина и ширина нефтеносной площади примерно одинаковы, запасы нефти большие. Текущий уровень добычи невелик и не соответствует возможностям залежи и объясняется резким снижением пластового давления. Для увеличения добычи и конечной нефтеотдачи следует применить заводнение залежи. От закачки воды повысится давление, и можно будет возобновить эксплуатационное бурение для улучшения выработки запасов северной части залежи.

На Бавлинской структуре первая промышленная нефть из пласта Д_III, сложенного песчаником мощностью 2,4 м, была получена в 1956 г. из присводовой скв. 306. Залежь, очевидно, литологического типа и содержит небольшие запасы нефти. После отбора незначительного количества нефти скв. 306 обводнилась и была переведена на эксплуатацию пласта Д_I.

Обнаруженными залежами не исчерпываются перспективы нефтеносности пласта Д_III. Следует отметить, что в сводовой части Бавлинской структуры пласт Д_III представлен плохо проницаемыми глинистыми породами, а песчаники развиты преимущественно в погруженных частях площади. В частности, они широко распространены на северо-западе, в структурном прогибе между Бавлинским и Ново-Бавлинским поднятиями (см. рис. 3). К сводовым частям поднятий песчаники замещаются глинистыми породами. У северной границы зоны развития песчаников на Ново-Бавлинской площади выявлена описанная выше залежь нефти. Аналогичная залежь нефти может быть приурочена и к юго-восточной границе указанной зоны, где слои воздымаются к своду Бавлинского поднятия. Этот перспективный район занимает все северо-западное крыло структуры в пределах нефтеносности пласта Д_I. В отличие от перспективных участков пласта Д_IV для пласта Д_III трудно более точно определить положение залежи. Разведывать пласт Д_III в этом районе можно углубляя скважины, эксплуатирующие пласт Д_I после их обводнения.

Самым верхним нефтеносным пластом живетских отложений является пласт Д_II. Его нефтеносность установлена по данным керна, шлама и электрического каротажа, однако ни одна скважина не опробовалась. Песчаники пласта Д_II распространены по всей площади. Залежь нефти, по-видимому, приурочена в сводовой части поднятия и относится к типу структурных сводовых. По каротажу в ряде скважин довольно отчетливо выделяется ВНК. Высота залежи (7 м) меньше мощности пласта, поэтому она на всей площади подстилается водой. На отдельных участках пласт состоит из нескольких пропластков и нефтяной пропласток отделен от водоносных прослоем глинистых пород, что облегчает добычу нефти из этой водонефтяной залежи. Залежь вскрыта немногими скважинами, и о ее размерах трудно судить. По имеющимся данным ВНК залежи расположен на тех же абсолютных отметках, что и ВНК залежи пласта Д_I (см. рис. 2). Возможно, что залежь пласта Д_II генетически связана с залежью пласта Д_I и ограничена единой поверхностью ВНК. Гидродинамическая связь между этими пластами установлена при наблюдениях за изменением давления в пласте Д_II, которое соответствует изменениям давления в пласте Д_I. Мощность глинистого раздела между пластами непостоянна, и на ряде участков можно предполагать непосредственную связь пластов; в пределах соседних месторождений слияние песчаников пластов Д_I и Д_II доказано. Следовательно, предположение о возможной связи залежей пластов Д_I и Д_II на Бавлинском месторождении достаточно обосновано. В этом случае внешний контур нефтеносности должен определяться изогипсой, соответствующей отметке ВНК залежи Д_I, проведенной на структурной карте по кровле пласта Д_II, что значительно расширяет перспективы нефтеносности пласта Д_II, увеличивает его нефтеносную площадь и запасы.

Кроме описанных отложений, нефтеносность которых уже доказана или достаточно вероятна, в разрезе нижней части терригенных отложений девона, в эйфельском ярусе, имеются пласты с неясными перспективами нефтеносности. Пласт Д_V и «нижний известняк» не опробованы ни в одной скважине. Пласт Д_V сложен разнозернистыми песчаниками и гравелитами с хорошими коллекторскими свойствами, по имеющимся данным он во всех скважинах водоносен. Пласт Д_V перекрывается местами трещиноватым, кавернозным «нижним известняком», который может служить коллектором для нефти. Однако он не испытывался, а по данным электрокаротажа и небольшого количества керна нельзя оценить характер насыщения его порового пространства. Судя по материалам о соседних площадях и учитывая, что между пластом Д_V и «нижним известняком» нет надежного изолирующего прослоя, можно предположить, что эти пласты гидравлически связаны друг с другом. Опробование «нижнего известняка» в сводовой части структуры позволит определить перспективность всего комплекса этих отложений.

Таким образом, на Бавлинском месторождении устанавливается нефтеносность фактически всего разреза терригенной толщи девона. В живетских отложениях выявлен ряд залежей промышленного значения и имеются реальные перспективы обнаружения новых залежей. Внимательное изучение этих отложений приведет к новым открытиям и на соседних площадях, в том числе и на разрабатываемых месторождениях, где живетские породы вскрыты редкой сеткой скважин.

ВНИИНефтъ, НПУ Бавлынефть

Таблица

Пласты	Удельный вес, d4^20	Вязкость, °Е		Содержание, %
		при 20° С	при 50° C	серы	парафина	фракции
						до 100 °С	до 200 °С	до 300 °С
ДIV	0,832	1,6	1,25	0.6	3,7	11	34,4	57,5
ДIII	0,833	1,6	1,28	0,7	4,2	10	34,2	56,2
ДI	0.842	1,8	1.31	0.9	4.0	10	32,4	54,4

Рис. 1. Структурная карта по кровле коллекторов верхнего пропластка пласта Д_IV (составлена по методу схождения).

1 - внешний контур нефтеносности; 2-изопахиты комплекса отложений от кровли пашийской свиты до кровли пласта Д_IV. 3 - изогипсы кровли пласта Д_IV (по карте схождения).

Рис. 2. Геологический профильный разрез терригенной толщи девона.

1 - песчаник (а - нефтеносный, б - водоносный); 2 - аргиллит и глинистый алевролит; 3 - известняк; 4 - глинистый песчаник и алевролит.

Рис. 3. Литолого-фациальная схема пласта Д_III.

1 - песчаник; 2 - глинистый песчаник и алевролит; 3 - аргиллит и глинистый алевролит; 4 - внешний контур нефтеносности; 5 - скважины, в которых получена нефть из пласта Д_III; 6 - изогипсы по кровле пашийской свиты.