О доразведке нефтяных пластов при помощи гидродинамических исследований (гидроразведки)
И.Г. СТЕПИН, Г.М. ЮДИН
В настоящее время, когда семилетним планом развития промышленности перед нефтяниками поставлена большая задача повышения добычи нефти до 240 млн. т, доразведка старых площадей имеет большое значение, так как получение дополнительной добычи на старом обустроенном месторождении не требует больших затрат.
При уточнении геологического строения нефтяных пластов эффективны гидродинамические исследования (гидроразведка), помогающие выявлять непроницаемые границы, экраны, различного рода дизъюнктивные нарушения, размывы и т.д., способствующие образованию тектонических или стратиграфически экранированных залежей нефти, а также участки пластов, ранее неосвещенные бурением. Следовательно, при помощи гидроразведки можно вести доразведку нефтяных пластов.
Гидроразведку начали проводить с 1938 г. в связи с обводнением ряда нефтяных пластов и необходимостью поддержания добычи на прежнем уровне.
В 1947 г. в Ново-Грозненском нефтяном районе при помощи гидроразведки было выявлено много непроницаемых границ в длительно разрабатываемых пластах.
Например, в XXII пласте (трест Октябрьнефть) был выявлен сброс АБ, что позволило более правильно дополнительно заложить ряд эксплуатационных скважин, позволивших извлечь нефть, зажатую между сбросами (рис. 1).
На месторождении Зыбза (трест Черноморнефть) удалось проверить наличие прямой гидродинамической связи между 9-м и 10-м пластами за контуром тяжелой нефти. Было установлено, что деление данной пачки на три обособленных горизонта и бурение на каждый из этих горизонтов особых нагнетательных скважин не обоснованы (Яковлев В.П. Гидрологическая разведка нефтяных и газовых горизонтов. Гостоптехиздат, 1953.).
Примером доразведки нефтяных пластов при помощи гидроразведки является доразведка пласта Д3II Соколовогорского месторождения (трест Саратовнефть).
Пласт Д3II (нижнещигровские слои франского яруса верхнего девона) представлен брахианклинальной складкой с небольшими углами падения. Наибольшие мощности отмечаются в районе западного крыла (скв. 23 до 141 м), а наименьшие в районе свода (скв. 22, 71 и 72 около 50-55 м). До 1956 г. считали, что увеличение мощности на западном крыле произошло за счет различных скоростей осадконакопления, но гидроразведка (1956 г.) опровергла это предположение.
Гидроразведочные работы, заключавшиеся в прослушивании взаимодействия пьезометрической скв. 23 с эксплуатационными скв. 16, 67, 71 и 72, показали, что прямой гидродинамической связи между западным крылом, на котором расположена скв. 23, и сводовой частью не существует. На основании этих данных более детально изучался пласт Д3II. В результате установлено, что число глинистых пропластков, имеющихся в районе скв. 23, по направлению к своду резко сокращается и они не выклиниваются, как это считалось раньше, а размыты (рис. 2). Так, например, от скв. 23 к скв. 22 сохраняются только пропластки б, 1 и 2, а остальные размыты.
Отсутствие гидродинамической связи между западным крылом и районом свода подтвердилось также следующими данными. Давление в эксплуатационных скважинах пласта в 1956 г. было около 178 ат, в то время как в пьезометрической скв. 23 оно составляло около 192 ат.
Таким образом, гидродинамические исследования, проведенные по пласту Д3II Соколовогорского месторождения, заставили пересмотреть геологическое строение пласта Д3II и выявить его размыв, что дает возможность предполагать наличие на западном крыле структуры стратиграфически экранированных ловушек нефти. Ловушки такого типа могут быть расположены, например, в районе западного крыла между скв. 23 и 22 (см. рис. 2). Следовательно, выявлен размыв пласта Д3II Соколовогорского месторождения, а, следовательно, и размыв нижнещигровских отложений, куда входит этот пласт.
Нижнещигровские слои в районе Саратовского Поволжья наиболее детально изучены на Соколовогорской, Гуселкинской, Пристанской, Трофимовской, Елшанской, Песчаноуметской, Багаевской, Генеральской, Советской и Степновской структурах. Мощности их значительно колеблются, что увязывается с установленным размывом.
На основании изучения нижнещигровских слоев Саратовского Поволжья можно предположить возможность обнаружения стратиграфически экранированных залежей нефти на ряде структур, связанных с зонами размыва, т.е. в районах от свода структуры по направлению к тем участкам крыльев, где резко возрастают мощности нижнещигровских отложений (аналогично Соколовогорскому месторождению).
Для окончательного обоснования наличия стратиграфических ловушек нефти в районе Соколовой Горы по пласту Д3II следует провести поинтервальную перфорацию скв. 23 в наиболее мощных песчаных пропластках и одновременно прослушивание гидроразведкой взаимосвязи этих песчаников с продуктивной частью пласта в районе свода (скв. 22, 71 и 72). Интервалы перфорации предлагаются в первую очередь после 1-го глинистого прослоя (1942-1974 м), затем после 2-го (1927-1940 м), после 3-го (1919-1924 м), после 6-го (1899-1903 м), после 7-го (1880-1890 м) и после 8-го прослоя (1867-1873 м).
Если в результате указанных работ будет установление наличие стратиграфически экранированных ловушек нефти, то для того, чтобы отобрать из этих ловушек нефть, нужно на этих участках пробурить несколько скважин.
На основании изложенного выше можно сделать следующие выводы.
1. Проведение гидроразведочных работ в комплексе с геолого-геофизическими может способствовать доразведке нефтяных пластов, а также поможет вести более точную разведку месторождений.
2. Как показал опыт (месторождения Грозного, Поволжья, Татарии), гидроразведка уточняет геологическое строение месторождений, выявляя непроницаемые границы, экраны, выклинивание и размывы пластов и т. д., и тем самым позволяет вносить поправки в систему разработки месторождений.
3. Гидроразведочные работы нужно проводить с момента пуска месторождений в пробную эксплуатацию, что позволит более правильно эксплуатировать месторождения с первой стадии разработки. Для выполнения гидроразведочных работ в разведочных и нефтепромысловых трестах и управлениях следует создать специальные гидроразведочные группы.
ВНИИнефтъ
Рис. 1. Схематическая карта XXII пласта с выявленным сбросом АБ (по данным В.П. Яковлева).
1 - линии сбросов; 2 - изогипсы.
Рис. 2. Поперечный разрез пласта Д3II Соколовогорского месторождения.
1-глина; 2-известняк; 3-алевролит; 4-песчаник нефтеносный; 5-песчаник водоносный; 6- линия размыва; 7-интервал перфорации.