Перспективы наращивания добычи нефти и газа в старых нефтегазоносных районах в настоящее время связаны с вводом в разработку новых месторождений, залегающих на больших глубинах и приуроченных к структурам, контролируемым кристаллическим фундаментом. Нередко это погребенные поднятия, тектоническое строение которых не прослеживается в верхнем структурном этаже. Промышленная (детальная) разведка таких залежей требует много времени и обходится дорого.

Совершенствование методики подготовки глубокопогруженных залежей к промышленному освоению - весьма актуальная задача. Возможные пути решения ее определены нами при анализе разведки Кудиновского месторождения, залегающего на глубине 2800-3200 м и явившегося своеобразным полигоном, на котором методом проб и ошибок находились рациональные приемы разведочных работ.

Кудиновский выступ кристаллического фундамента, контролирующий в общих чертах погребенную структуру нижней части разреза, был выявлен и оконтурен сейсморазведкой КМПВ и MOB. Для проверки данных сейсмики был заложен профиль глубоких параметрических скважин, одной из которых в 1964 г. была установлена промышленная нефтегазоносность воробьевских и пашийских отложений.

Глубокое разведочное бурение осуществлялось по ежегодным планам разведочных работ ввиду необходимости оперативной корректировки последних по результатам бурения каждой новой скважины. Профильная система разведки с расстояниями между профилями, ориентированными вкрест простирания структуры, 7 км и между скважинами 2-4 км облегчила изучение сложной тектоники погребенного поднятия и корреляцию продуктивных горизонтов.

Задачи детальной разведки выполнялись и эксплуатационными скважинами, бурение которых начато в 1967 г. по равномерной квадратной сетке с расстояниями 750 м.

Таким образом, для разведки Кудиновского месторождения применялись и профильная и площадная системы размещения скважин, что было вызвано особенностями строения месторождения и литологической изменчивостью продуктивных пластов.

Разрез Кудиновского погребенного поднятия характеризуется наличием двух структурных этажей с различными условиями залегания пород. Верхний структурный этаж, включающий верхнедевонские отложения, фиксирует моноклинальное падение пластов на юго-восток, нижний, представленный терригенным комплексом девона, образует сложное валообразное поднятие. В нижнем структурном этаже в пределах месторождения выделяется несколько антиклинальных складок значительной протяженности. Из-за ундуляции шарнира они имеют вид цепочки локальных поднятий высотой 10-100 м. Ширина антиклинальных складок 5-3 км, прогибов между ними 0,5-1 км; углы падения крыльев складок 2- 8°. Особенности тектонического строения нижнего структурного этажа сохраняются по вертикали во всем продуктивном разрезе.

Северо-западная часть месторождения осложнена системой дизъюнктивных нарушений, амплитуда которых изменяется от 100 м на севере до 15 м на юго-западе и северо-востоке. Центральная часть разбита серией малоамплитудных нарушений (10-30 м), протрассировать которые не всегда удается. Часть из них имеет не тектонический, а оползневый генезис, присущий морским авандельтовым и дельтовым образованиям. Независимо от характера нарушенности она влияет на распределение нефтегазоносности, так как при наблюдаемой малой мощности продуктивных пластов нарушения с незначительной амплитудой являются экранами для залежей.

Ловушки продуктивных пластов приурочены антиклинальным и куполовидным структурам, сводовым, тектонически и литологически экранированным. Они содержат более 100 промышленных залежей в восьми терригенных пластах пашийских и воробьевских отложений.

Коллекторские свойства пластов сформировались в зависимости от фациальных особенностей осадков и под влиянием вторичных процессов катагенетического преобразования пород. Окварцевание и кальцитизация кварцевых пород, хлоритизация глинистого цемента и некоторых обломочных минералов, каолинизация полевых шпатов сделали пласты непроницаемыми на многих участках. Как правило, каждый пласт прослеживается на всей площади, но коллекторскими свойствами обладает в ограниченных зонах.

Продуктивные пласты сложены кварцевыми и кварцево-полимиктовыми песчаниками тонко- и мелкозернистыми, различной сортированности и глинистости. Степень катагенеза пород воробьевских отложений выше, чем пашийских, что привело к более плотной упаковке обломочного материала и большему разнообразию состава цемента. Результаты постседиментационных преобразований продуктивных пород зависели также от их литологической и петрографической характеристики, генезиса осадков, наличия глинистых прослоев, соотношения мощностей прослоев глин и песчаников и др.

Запасы месторождения уточнялись несколько раз, так как для их достоверной оценки оказалось необходимым совершенствование многих работ этапа промышленной разведки. Опыт изучения Кудиновского месторождения показал, что использование лишь традиционных приемов приводит к значительному завышению запасов. Для получения надежных исходных данных; позволяющих уверенно определить запасы и проектировать разработку глубокопогруженных залежей, будут полезны решения, найденные в процессе разведки Кудиновского месторождения.

Рекомендации по совершенствованию разведки глубокозалегающих залежей.

1. По сложности геологического строения такие залежи относятся ко II группе, так как продуктивные пласты характеризуются невыдержанностью коллекторских свойств. Проектирование и разработка их допускаются на базе запасов категории С₁, следовательно, ряд задач разведки можно возложить на опережающие добывающие скважины. При этом надо учитывать следующее.

Поисковыми работами картируются лишь крупные тектонические элементы, из-за чего разведочные скважины бурятся за контурами залежей и внутри них. Эксплуатационные же скважины должны быть обязательно внутри контура продуктивности. Поэтому вопрос местоположения опережающих эксплуатационных скважин имеет огромное значение. Однако для выбора наиболее рационального их размещения нет четко установленных критериев и методических разработок.

2. Выбирая направление профиля опережающих добывающих скважин, руководствуются принятым положением контуров залежи. Сами же скважины обычно закладываются на участках максимальных эффективных мощностей продуктивных пластов и наибольшего числа последних. Опыт Кудиновского месторождения показал, что при мелкоамплитудной складчатости, характерной для глубокозалегающих пластов, опережающие эксплуатационные скважины следует закладывать в наиболее повышенных частях структур. При небольших этажах продуктивности даже в малоамплитудных прогибах коллекторы могут оказаться водонасыщенными.

На стадии недостаточной изученности геологического строения во избежание получения воды в эксплуатационных скважинах рекомендуется их размещать, учитывая гипсометрическое положение продуктивных пластов, хотя это могут быть и неоптимальные по мощности зоны.

3. Общеизвестно, что на больших глубинах терригенные пласты претерпели катагенетические изменения, в результате которых на многих участках они утратили свойства коллекторов. Таким образом, продуктивный коллектор может отсутствовать как при литологическом замещении пласта глинами, так и при наличии пласта в разрезе. В этих условиях для выявления морфологии продуктивных коллекторов необходимо предварительное картирование структуры продуктивного этажа по устойчивому реперу. Такая карта фиксирует все детали тектонического строения сложной погребенной структуры.

Затем выполняется серия взаимно пересекающихся корреляционных профилей продуктивной толщи от выбранного репера с нанесением кровли и подошвы пластов и выделенных в них коллекторов, результатов опробования пластов. При составлении серии профилей (обязательно пересекающих друг друга для контроля построения) корректируется и уточняется карта по реперной поверхности.

Дело в том, что на профиле могут выясниться несоответствия в результатах опробования того или иного пласта (получение воды выше нефти или газа; приток газа ниже нефти или воды). Такие факты свидетельствуют о разобщенности залежей и ставят перед необходимостью анализа возможных причин разобщенности. Это может быть наличие тектонического нарушения или прогиба на участке, не изученном скважинами, а могут быть залежи, приуроченные к разным зонам распространения коллектора. Следовательно, с помощью пересекающихся профилей и анализа результатов опробования разных пластов можно уточнить геологическое строение продуктивной толщи на участках, не освещенных глубоким бурением.

После этого составляются карты по кровле и подошве коллектора продуктивных пластов с использованием корреляционных профилей и с учетом особенностей тектонического строения, установленных на карте репера. Изложенный методический прием позволяет наиболее достоверно изучить геологическое строение каждой залежи и положение ее контуров, что обеспечивает успешное размещение разведочных и опережающих эксплуатационных скважин.

4. При составлении карт эффективных мощностей, на базе которых закладываются профили опережающих эксплуатационных скважин, обычно руководствуются методом выделения зон распространения коллектора, проводя линию, оконтуривающую коллектор, на середине расстояния между скважинами, в одной из которых есть коллектор. На Кудиновском месторождении при первых подсчетах запасов нефти и газа был использован вариант карт со серединным разделением коллектора, в результате чего площадь нефтегазоносности была значительно завышена.

Для глубокозалегающих пород отсутствие коллектора часто является следствием проницаемостной неоднородности пласта, а не его выклинивания или замещения. Поэтому, составляя карты изопахит, при отсутствии данных опробования пласта границу распространения коллектора нужно максимально приближать к скважине, в которой он присутствует. При наличии данных опробования скважин проведение линии распространения коллектора необходимо корректировать величиной дебита. Если коллектор в скважине выделяется, а приток непромышленный, граница коллектора проводится через скважину. При получении интенсивного притока можно проводить ее на серединном расстоянии.

Детальное и комплексное изучение керна кроме традиционных видов исследований должно включать также определение коллекторских свойств продуктивных пород в условиях всестороннего сжатия припластовых давлениях и температурах. По результатам исследования составляются графики для приведения к пластовым условиям величин пористости и газопроницаемости керна, полученных в атмосферных условиях. Так, по Кудиновскому месторождению было установлено, что для приведения к пластовым условиям лабораторных значений пористости необходимо введение поправочного коэффициента 0,9-0,97 для кварцевых малоглинистых песчаников и 0,85-0,96 для кварцево-полимиктовых. Необходимость учета пластовых условий тем больше, чем глубже залегают разведуемые залежи, так как иначе запасы завышаются в большей степени.

Как указывалось выше, в результате сложных катагенетических преобразований неоднородных осадков коллекторская характеристика глубокозалегающих пластов имеет свои особенности. Одна из них состоит в том, что даже при наличии тесной статистической связи между проницаемостью и пористостью пород среднее квадратическое отклонение настолько велико, что широкий интервал неоднозначности практически исключает использование нижнего предела пористости. В частности, коллекторы пашийских пластов имели пористость4,9-23,6 %, а неколлекторы 0,8-17 %, т. е. интервал неоднозначности от 4,9 до 17. Использование нижнего предела пористости при обосновании средней величины приводит к значительному завышению запасов. Поэтому для аналогичных условий залегания пластов рекомендуется при обосновании средних величин пористости по керну учитывать определения только по образцам с изученной проницаемостью.

7. Описанные выше особенности коллекторов глубокозалегающих пластов привели к необходимости более тщательного подхода к интерпретации промыслово-геофизических материалов.

Обычно качество кварцевого песчаного коллектора контролируется амплитудой диаграмм самопроизвольной поляризации (ПС). В исследуемых коллекторах вследствие присутствия карбонатного цемента отрицательная амплитуда ПС не всегда является признаком коллектора. Данные опробования показали, что необходимое условие для коллектора - уменьшение по сравнению с номинальным (корка) диаметра скважины на диаграммах кавернометрии.

При определении эффективных мощностей к диаграммам кавернометрии следует привлекать микрокаротаж, ПС, так как в интервале, характеризующемся коркой на кавернограмме и отрицательной амплитудой ПС, наблюдается микронеоднородность, которая отражается на диаграммах микрокаротажа. Такой подход к выделению коллектора и определению его эффективных мощностей не приведет к завышению запасов, что наблюдалось при первом подсчете запасов Кудиновского месторождения, когда коллектором считали все пласты, характеризующиеся отрицательными амплитудами ПС, положительными приращениями на диаграммах микрокаротажа, не учитывая того, что имелось ложное приращение в интервалах с небольшим увеличением диаметра скважины по сравнению с номинальным.

Оценка пористости таких коллекторов также сложна. Основными методами для определения этого параметра явились гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК).

Для песчаников с глинистым составом цемента приемлем метод ГК, с кремнистым и карбонатным - НГК. Поэтому большую роль приобретает типизация пород по составу цемента. Эта задача успешно разрешается путем графического сопоставления пористости, определенной по ГК и НГК.

В каждом отдельном случае - по скважинам и пластам - конкретно по графикам определялось, какую пористость брать за достоверную (по ГК или НГК). Такой подход обеспечивает более точную оценку пористости.

8. Ввиду того, что с ростом глубины залегания пластов из-за вторичных преобразований осадков изменчивость коллекторских свойств увеличивается, достоверность подсчета запасов повышается при максимально возможном расчленении продуктивного разреза. В этом случае более объективно проводятся геометризация продуктивных объемов и их оценка. Так, на Кудиновском месторождении в пашийском горизонте при первом подсчете запасов выделялись две продуктивные пачки, а спустя 10 лет - шесть маломощных пластов. В результате такого расчленения пашийской толщи объем, а, следовательно, и запасы залежей оказались меньше, чем при первой оценке.

Учитывая изложенное, рекомендуется при подсчете запасов глубокозалегающих залежей определять продуктивный объем раздельно для каждого пласта, а не для продуктивной пачки в целом.

9. Если в результате использования описанных выше рекомендаций по рациональному размещению опережающих эксплуатационных скважин удастся избежать попадания в непродуктивную часть хотя бы нескольких из них, будет получен экономический эффект в сотни тысяч рублей. Уменьшение капитальных вложений, в свою очередь, сократит удельные вложения в добычу нефти и повысит их рентабельность. Более достоверная оценка запасов также позволит избежать капитальных затрат на излишнее строительство промысловых объектов и промышленных сооружений.

Учитывая высокую экономическую эффективность изложенных в статье рекомендаций, полезно их использовать при составлении проектов опытно-промышленной эксплуатации, технологических схем и проектов разработки глубокозалегающих залежей.