Значение выявления условий залегания нефти при подсчете запасов (На примере Шугуровского месторождения.)
А. Р. КИНЗИКЕЕВ. Н. Ш. ХАЙРЕДИН0В, В. И. АЗАМАТОВ
Промышленная нефтеносность угленосного горизонта Шугуровского месторождения была установлена в 1945 г. скв. 5 и 6. Залежи эксплуатируются с 1947 г. и в настоящее время вскрыты 28 скважинами.
В 1949 г. И.Г. Пермяков подсчитал запасы по залежам угленосного горизонта [6], которые считались им зональными, приуроченными к отдельным выклинивающимся линзам песчаника. Основанием для такого представления послужило различие в абсолютных отметках ВНК (скв. 5, 7, 122-825 м, скв. 22-836 м, скв. 107-810 м) и величины газового фактора. Поэтому подсчет запасов проводился по площади, очерченной скважинами, давшими при опробовании нефть (рис. 1). При подсчете запасов данные о коллекторских свойствах, нефтенасыщенности и нефтеотдаче были приняты по керну (m = 22,2%, Кн = 0,8, Кно = 0,45). В результате такого подсчета количество извлекаемых запасов категории С выражалось цифрой 233 тыс. т.
На 1 декабря 1960 г. из залежей угленосного горизонта добыто 393072,2 т нефти при незначительном проценте обводненности. Явное несоответствие подсчитанных и извлеченных запасов нефти заставило критически пересмотреть параметры и представления, положенные И.Г. Пермяковым в основу подсчета запасов. Задача облегчалась также тем, что после подсчета запасов с 1949 по 1960 г. было пробурено несколько новых скважин и накоплен большой фактический материал по разработке залежей угленосного горизонта. Это позволило по-новому объяснить геологическое строение угленосного горизонта и найти причины занижения запасов. Оказалось, что в угленосном горизонте Шугуровского месторождения имеются два пласта песчаника, разделенных пачкой глин. Каждый из них образует самостоятельные залежи, как это наблюдается на Бавлинском, Ромашкинском и других месторождениях Татарии [2].
Терригенные осадки угленосного горизонта без следов перерыва налегают на карбонатные отложения турнейского яруса. Они начинаются пачкой темно-серых, почти черных весьма плотных глин, неоднородных, жирных на ощупь. Текстура глин скорлуповатая или полосчатая. Имеются зеркала скольжения. Нередко прослеживаются глины правильной, полосчатой текстуры, переходящие иногда в углистые буроватые сланцы [5, 6 и др.]. Мощность глинистой пачки колеблется от 1 до 8 м. Выше залегают песчано-алевролитовые пласты, индексированные БI и БII [2]. Песчаники обоих пластов мелкозернистые, без цементирующего материала, окраска их от белой до буровато-темной. Пористость песчаников по керну колеблется от 18 до 30%, а проницаемость от 300 до 2500 миллидарси [5, 6 и др.].
Пласты БI и БII изолированы друг от друга пачкой аргиллитов мощностью от 1,5 до 5 м и существенно отличаются по мощности и дебитам друг от друга (см. таблицу).
На изолированность пластов БI и указывает тот факт, что в скв. 22, 24, 15 и 122 имеется нефтенасыщенный нижний пласт БI и обводненный БII.
Песчаные пласты распределены по площади неравномерно. Нижний песчаный пласт БI в сводовой части Шугуровского поднятия замещается глинистыми алевролитами и образует литологический экран. Между Сортоводским и Шугуровским поднятиями, вероятно, проходит полоса замещения по широте скв. 26, вследствие чего залежи каждого свода обособлены друг от друга (см. рис. 1).
Мощность пласта БI также непостоянна. Она увеличивается с 3-5 м в сводовой части до 12,8 м в скв. 122.
В этом же направлении улучшаются коллекторские свойства.
Пласт БII более выдержан по площади (рис. 2). Только в сводовой части (район скв. 102, 104 и 115) песчаники замещаются глинистыми породами, а глины, лежащие над пластом БII, в ряде скважин выклиниваются. В этом случав на нем непосредственно залегают окремнелые и глинистые известняки тульского горизонта.
Таким образом, в угленосном горизонте имеются два типа залежей. В пласте БI выявлено три литологически экранированные залежи, подстилаемые водой, с ВНК на Шугуровской площади -825 м, на Сортоводской площади -836 м. В пласте БII имеется пластовая сводовая залежь с ВНК на Шугуровском поднятии -817 м.
Все участки площади, в пределах которых пласты расположены выше указанных отметок, нефтеносны. Исходя из этого, был произведен контрольный подсчет запасов нефти объемным методом [1]. Все запасы отнесены к категории А. При подсчете приняты следующие параметры:
для пласта БI S = 5920000 м2 h = 3,3 м
для пласта БII S = 4170000 м2 h = 2,6 м
Остальные параметры, принятые при подсчете запасов нефти И.Г. Пермяковым, оставлены без изменения.
По пласту БI извлекаемые запасы составляют 1222511,3 т, по пласту БII - 678463,7 т. Всего по Шугуровскому месторождению извлекаемые запасы угленосного горизонта достигают 1900975,2 т.
Как отмечалось, к настоящему времени извлечено более 393000 т, что составляет около 20% от промышленных запасов. Данные эксплуатации и контрольного подсчета запасов показывают, что основной причиной ошибки при первичном подсчете запасов были неверные представления о геологическом строении и типах залежей угленосного горизонта. Это привело к более чем пятикратному занижению промышленных запасов угленосного горизонта Шугуровского месторождения. Подобная ошибка была допущена в свое время и при подсчете запасов нефти в угленосном горизонте и турнейском ярусе Бавлинского месторождения. В результате промышленная разведка залежей нижнего карбона здесь задержалась на многие годы.
Тщательное изучение строения отложений угленосного горизонта, распространения коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти показало, что в этих отложениях пласты-коллекторы ритмично чередуются с пластами-неколлекторами. Песчано-алевролитовым пластам-коллекторам в наиболее полных разрезах были даны индексы (снизу вверх)- БI, БII, БIII, БIV, БV (2, 3 и др.). Эти пласты разделены 1,5-2-метровыми пачками глинисто-аргиллитовых пород. Нередко пласты-коллекторы замещаются плохо проницаемыми глинистыми разностями, а глинисто-аргиллитовые породы раздела иногда проницаемыми разностями. Кроме того, выявляется несогласное налегание глинисто-карбонатных отложений тульского горизонта на различные пласты угленосного горизонта. В результате таких довольно сложных литолого-стратиграфических соотношений создаются благоприятные условия для формирования преимущественно пластовых сводовых залежей, наряду с которыми могут также встретиться литологически и стратиграфически экранированные [2, 3 и др.] и реже линзообразно-ограниченные залежи нефти в этих отложениях. При таких условиях залегания нефти режим залежей может быть водонапорным и реже растворенного газа.
Установление изложенных закономерностей распространения коллекторов и выявление типов приуроченных к ним залежей позволяют правильнее оценить промышленное значение их и целеустремленно вести поисково-разведочные работы.
ЛИТЕРАТУРА
1. Жданов М.А. и др. Подсчет запасов нефти и газа. Гостоптехиздат, 1959.
2. Кинзикеев А.Р., Абдуллин Н. Г. и др. Выявление нефтяных залежей в отложениях нижнего карбона и карбонатной толщи девона юго-востока Татарии. Отчет ТатНИИ по теме № 5 за 1960 г.
3. Кинзикеев А.Р., Полуян И.Г. Залежи нефти угленосного горизонта Бавлинского месторождения. Труды ТатНИИ, вып. I, 1959.
4. Кинзикеев А.Р., Хайрединов Н.Ш. Краткий анализ геологического строения и нефтеносности Шугуровского месторождения. Фонды ТатНИИ, 1961.
5. Геологическое строение и нефтеносность Татарской АССР (сб. статей), Гостоптехиздат, 1948.
6. Пермяков И. Г. и др. Подсчет запасов нефти и газа Шугуровского месторождения, Фонды УНП ТСНХ, 1950.
ТатНИИ
|
Пласт |
№ скважины |
Первоначальный дебит нефти, т/сутки |
Среднесуточный дебит в 1960 г., т |
Мощность пласта, м |
|
БI |
122 |
42 |
16 |
6 |
|
19 |
32 |
7 |
5 |
|
|
27 |
10 |
28 |
5 |
|
|
22 |
10 и 0,5 т воды |
1 и 9 т воды |
7 |
|
|
БII |
6 |
23 |
2,3 |
2 |
|
10 |
10 |
0,6 |
1,4 |
|
|
115 |
0,4 |
0,4 |
0,8 |
Рис. 1. Структурная карта угленосного горизонт». БII (репер 5а). Сост. Н.Щ. Хайрединов
1 - изогипсы через 5 м; 2 - условный контур нефтеносности; 3 - зона замещающихся песчаников; 4 - условный контур нефтеносности (по Пермякову).
Рис. 2. Структурная карта по кровле угленосного горизонта ВII (репер 6). Сост. Н.Ш. Хайрединов
1 - изогипсы через 5 м; 2 - условный контур нефтеносности; 3 - то же (по Пермякову).