Промышленные скопления нефти в кремнистых отложениях пиленгской свиты (неоген) на Сахалине впервые открыты в 1971 г. на Окружном месторождении. Кремнистые отложения как коллекторы нефти и газа в отечественной и зарубежной практике изучены чрезвычайно слабо, что выдвигает целый ряд вопросов при подсчете в них запасов УВ.

Пиленгская свита представлена тонко переслаивающимися кремнистыми аргиллитами, опоковидными силицитами и халцедонолитами. Наибольшим распространением пользуются опоковидные силициты и кремнистые аргиллиты. Встречаются редкие и тонкие прослои алевролитов, песчаников и карбонатизированных пород, имеющих явно подчиненное значение. Мощность прослоев по керну от 5 мм до 0,35 м. Отмечаются также отдельные прослои туфогенных алевролитов, туфо-алевролитов и туфоаргиллитов. Количество кремнезема в породах колеблется от 25 до 90 %. Цемент пород, как правило, базального типа. Состав его - кремнисто-глинистый, кремнистый, глинисто-кремнистый и в редких случаях карбонатный. Породы разбиты густой сетью микротрещин.

Коллекторы пиленгской свиты относятся к трещинно-поровому типу. Такой коллектор рассматривается как двойная система, состоящая из нетрещиноватых блоков породы (матрицы) и секущих их трещин; блоки содержат основные запасы нефти и обладают низкой проницаемостью, тогда как трещины имеют меньший объем, но выполняют роль основных проводящих каналов.

Коллекторские и физические свойства пород пиленгской свиты по керновому материалу приведены в таблице .

Основной емкостью в кремнистых породах пиленгской свиты служат открытые капиллярные поры, диаметр которых, по данным электронной микроскопии, около 4 мкм. Истечение нефти из них обусловливается наличием достаточно интенсивной трещиноватости, осуществляется оно благодаря энергии растворенного в нефти газа и противоточно-капиллярному вытеснению нефти водой.

Залежь нефти в пиленгских отложениях массивная, высотой около 550 м. Превышение пластового давления над гидростатическим на отметке ВНК равно 0,65 МПа, а над давлением насыщения 0,5-4,6 МПа, оно увеличивается от свода складки к ВНК. Мощность пиленгской свиты в пределах контура нефтеносности изменяется от 150 до 600 м.

Промышленные фонтанные притоки нефти при испытании скважин были получены из разных участков разреза свиты, имеющих различные геофизические характеристики, что подтверждает массивный тип залежи.

Трудности лабораторного и промыслово-геофизического изучения подобного коллектора, обусловленные ограниченным выносом керна и низкой информативностью стандартных методов промысловой геофизики, вызвали необходимость подтверждения его типа методами промысловых гидродинамических исследований.

С этой целью был выполнен значительный объем гидродинамических исследований путем длительных - от 3 до 18 сут, в среднем 10 сут - испытаний объектов. В комплекс этих исследований входили: гидропрослушивание (2 операции), дебитометрия (3 объекта), снятие кривых восстановления и падения давления (КВД и КПД) при одном и том же и разных режимах (33 объекта), метод установившихся отборов (27 объектов) и метод восстановления давления в открытом стволе (2 объекта).

Результаты анализа проведенных исследований подтверждают трещинно-поровый тип коллектора в пиленгской свите, отличающегося рядом особенностей, которые заслуживают краткого рассмотрения.

Индикаторные диаграммы искривлены в области однофазной фильтрации ( рис. 1 ). Причинами этого являются возрастание роли инерционных сопротивлений и упругие деформации пласта либо совместное воздействие данных двух факторов. Возрастание роли инерционных сопротивлений при низкой межгранулярной проницаемости и упругие деформации пласта указывают на трещиноватость коллектора [1].

Большинство КВД и КПД имеют три компонента ( рис. 2 ): а) начальный участок бурного изменения давления в трещинах, угловой коэффициент и свободный член которого соответствуют гидропроводности и пьезопроводности трещин (R₁h/m и c₁), б) переходный участок медленного изменения давления, обусловленного процессами между блоками и трещинами, и в) конечный участок наклон которого соответствует суммарной гидропроводности трещин и блоков (R₁ + R₂)h/m. При R₂ = 0 наклон конечного участка равен наклону начального [1,2].

Скин-эффект в большинстве случаев (66,4 %) отрицателен, что также указывает на трещиноватость коллектора.

КВД и КПД, снятые при работе на одном и том же режиме, и КВД, снятые при разных режимах работы скважины (см. рис. 2 ), не дают идентичной картины изменения давления, характерного для гранулярного коллектора. Это обстоятельство свидетельствует об упругих деформациях пласта, обусловленных его трещиноватостью.

Анализ корреляционных связей проницаемости с плотностью и раскрытостью трещин и трещинной пористостью при параметрах трещиноватости, равных нулю, свидетельствует о низких значениях проницаемости, изменяющихся от 0,0017 до 0,76 мД. Следовательно, фильтрация жидкости из коллектора в скважину происходит в основном по трещинам.

При гидропрослушивании скв. 19 и 25 выявлена гидродинамическая связь в интервале разреза мощностью 100 м, включающего пласты с различными геофизическими свойствами, что указывает на массивный характер залежи вследствие трещиноватости отложений.

КВД, снятые при исследовании скважин в открытом стволе с помощью пластоиспытателя и обработанные по методу П. Полларда - С. Дж. Пирсона, дают следующие соотношения коэффициентов трещинной и поровой емкостей соответственно (в %): 18 и 82 (скв. 9), 52,2 и 47,8 (скв. 13). Эти значения не характеризуют полностью имеющиеся в пласте соотношения трещинной и межгранулярной пористости, а отражают лишь степень их использования в момент испытания [2] и указывают на участие в фильтрации не только трещин, но и пор матрицы, т.е. указывают на трещинно-поровый тип коллектора.

Таким образом, взятые в совокупности данные гидродинамических исследований достаточно однозначно свидетельствуют о трещинно-поровом типе коллектора в кремнистых отложениях пиленгской свиты.

Исходя из этого принимается блочная гидродинамическая модель пласта, в которой проницаемость блоков мала по сравнению с проницаемостью трещин, а пористость последних много меньше пористости матрицы. Такой вывод определяет соответствующую методику подсчета запасов нефти в этих отложениях.

1. Бузинов С.И., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., Недра, 1973.
2. Вадецкий Ю.В., Обморышев К.М., Окунь Б.И. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения. М., Недра, 1976.

Таблица

Рис. 1. Индикаторные диаграммы, полученные при испытании кремнистых отложений пиленгской свиты Окружного месторождения.

1 - скв. 4 (интервал 1748-1830 м); 2 - скв. 6 (интервал 1627-1629 м); 3 - скв. 20 (интервал 1350-1375 м); 4 - скв. 18 (интервал 1734-1780 м;) 5 - скв. 7 (интервал 1793-1832 м); 6 - скв 25 (интервал 1796-1807 м); 7 - скв. 25 (интервал 1863-1870 м); 8 - скв. 25 (интервал 1632-1668 м)

Рис. 2. КВД и КПД, полученные при испытании кремнистых отложений пиленгской свиты Окружного месторождения в оригиналах давления (А), в изображениях по Лапласу (Б) и при обработке интегральным методом И.А. Чарного - И.Д. Умрихина (В).

1 - скв. 18 (интервал 1517-1519 м), КВД; 2 - скв. 18 (интервал 1517-1519 м), КПД; 3 - скв. 18 (интервал 1653-1658 м), КВД; 4 - скв. 18 (интервал 1734-1780 м), КВД; 5 - скв. 7 (интервал 1793-1832 м), КВД; 6 - скв. 18 (интервал 1490-1495 м), КВД; 7 - скв. 20 (интервал 1315-1332 м), КПД