К оглавлению

О геологических особенностях газонефтяной залежи живетского яруса (пласт Д₂IVа) Степновского месторождения (В порядке обсуждения.)

Г. Д. АГАПОВА, И. Б. ФЕЙГЕЛЬСОН

В девонских отложениях Саратовского Заволжья разведка выявляла залежи обычного строения, в которых по площади всей структуры сводовая и присводовая части заполнены газом, а периклинали - нефтью; залежь оконтуривалась краевыми водами.

Строение залежи пласта Д₂IVa на Степновском месторождении оказалось иным; коллектор здесь на значительной части свода в южной и западной периклиналях отсутствует и замещен глинисто-алевролитовым материалом (см. рисунок). Площадь залежи 22 км², из которых 16 км² занимает газовая залежь, а 6 км² - нефтяная оторочка.

Коллектором служит песчаник средней эффективной мощности 4-8 м, с открытой пористостью 14-16% и проницаемостью (по промысловым данным) 50-100 миллидарси. Начальное пластовое давление, приведенное к газонефтяному контакту (-2057 м), равнялось 241 ат и отвечало гидростатическому давлению залежи. Состав нефти данной залежи также отличается от состава всех известных нефтей Саратовской области (см. ниже).

Нефть пласта Д₂IVa застывает при температуре +22° С, а не при отрицательных температурах, как обычно. Начало кипения ее 137° С, что сказывается на содержании легких фракций, составляющих для бензина 5,1%. Высокое содержание парафина обусловливает застывание нефти при высоких температурах. Нефть вязкая с высокой плотностью. В районе Саратовских месторождений нет больше нефти с таким высоким удельным весом.

Попутный газ сухой и в основном состоит из метана и тяжелых углеводородов; в нем отсутствует сероводород, а концентрация азота колеблется от 0 до 2%.

В процессе пробной эксплуатации нефтяной оторочки дебиты нефти колебались от 20 до 50 т/сутки при депрессиях на пласт 50-140 ат; газовый фактор менялся от 100 до 2000 м³/т. Такие большие депрессии обусловлены неоднородностью коллектора, значительная часть которого представлена алевролитами и глинистыми песчаниками. В данном случае мы имеем литологически экранированный тип залежи. Причем геологические запасы газа составляют 3 млрд. м³ и значительно превышают запасы нефти. При подобном соотношении неизбежна эксплуатация нефтяной залежи со значительными газовыми факторами и падением дебита нефти со временем из-за оттеснения ее движущимся газом. Следовательно, необходимо выбрать такой способ эксплуатации, который позволял бы производить максимальный отбор нефти при минимальных газовых факторах. Это возможно при одновременной эксплуатации газовой шапки и нефтяной оторочки. При соответствующем регулировании темпов отбора флюидов возможно сохранить нормальный режим эксплуатации. Впоследствии, когда проявится движение контурных вод, режим эксплуатации следует изменить с учетом избирательной силы действия краевых вод.

На основании изложенного выше ориентировочно можно рекомендовать следующее.

1. Отобрать (в порядке опытной эксплуатации) из газовой шапки одну треть запасов газа, т. е. около 1 млрд. м³ газа, что вызовет снижение пластового давления в газовой шапке до уровня пластового давления в нефтяной оторочке.

2. При достижении равновесия в давлениях между газовой и нефтяной частями залежи вести эксплуатацию с минимальными газовыми факторами.

3. Парафин, содержащийся в значительном количестве в нефти, может выпадать в стволе скважины, начиная с глубины не менее 1000 м, где температура порядка 25-30° С. Для облегчения процесса эксплуатации и освобождения трубок следует ствол обрабатывать паром, либо применять автоматические скребки, рекомендованные УфНИИ.

Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики

Характеристика сепарированной нефти
Содержание, %:
смол сернистой кислоты	9
парафина	6,63
серы	0,24
воды	0,3
асфальтенов	0,86
силикагелевых смол	2,54
кокса	1,05
Плотность, г/м^3	0,856
Кислотное число мг-КОН	0,11
Потенциальное содержание бензина до 150° С	5,14
Начало кипения	137° С
Суммарный объем фракций (%), выкипающих до
100°	-
150°	1,50
200°	7,00
250°	15,00
300°	25,00
350°	44,00

Скв. 19, интервал 2198-2205 м, удельный вес нефти 0,854, температура вспышки 10° С и застывания 22" С.

Характеристика пластовой нефти^3
Пластовое давление, кг/см^2	135,
Температура пласта, град	64
Давление насыщения, кг/см^3	136
Газовый фактор, м^3/т	56,23
Объемный коэффициент	1,133
Усадка, %	11,74
Плотность, г/см^3	0,791
Вязкость, сп	2,45
Коэффициент сжимания, 1 /кг/см^3	1,377
Характеристика попутного газа ^4
Вес 1 л (при 760 мм и 0°)	0,785
Удельный вес	0,607
Плотность	0,775
Содержание, % об.:
СН4	95,42
С2Н6	1,33
С2H8	0,84
C4H10	0,43
C5H12	0,79
СO2	1,19

³Глубина отбора 2180 м, интервал перфорации 2192-2200 м, рекомбинированная проба из газа и нефти.

⁴Фонтан из траппа, скв. 19, интервал перфорации 2198-2205 м.

Рисунок Структурная карта по кровле пласта песчаника Д₂IVа живетского яруса Степновского месторождения с нанесением начальных и текущих контуров газонефтеносности (по состоянию на 1 января 1960 г.).

1 - изогипсы кровли пласта Д₂IVa, проведенные через 10 м; 2 - устье и забой скважины; скважины, давшие: 3 - газ, 4 - газ и нефть, 5 - нефть, 6 - пластовую воду; 7 - скважины, вскрывшие, но не опробовавшие пласт Д₂IVa; 8-внешний начальный контур газоносности на абс. отм. -2057 м; 9 - внутренний начальный контур газоносности на абс. отм. минус 2044-2052 м, 10 - внешний текущий контур газоносности на абс. отм. минус 2057-2123 м; 11 -внутренний текущий контур газоносности на абс. отм. минус 2047-2113 м. 12 - внешний текущий контур нефтеносности на абс. отм. 2216 м; 13 - внутренний текущий контур нефтеносности на абс. отм. минус 2206-2199 м); 14 -литологические границы; площадь распространения: 15 - песчаных коллекторов, 16-глинистых песчаников, 17 - алевролитов пласта Д₂IVa, 18-граница блоков.