К оглавлению

УДК 553.981.6(476.2)

Красносельское месторождение - первое нефтегазоконденсатное месторождение в Припятском прогибе

А.Л. ЗАВГОРОДНИЙ, Л.А. РУДЧЕНКО (УкрГИПРОНИИнефть)

Красносельское месторождение выявлено в 1976 г. в восточной части Речицко-Вишанской зоны поднятий Припятского прогиба. По межсолевым (елецко-задонским) отложениям Красносельская складка является восточным продолжением южного опущенного крыла Речицкой структуры и представляет собой полусвод субширотного простирания, ограниченный с севера зоной отсутствия межсолевых пород. По поверхности елецкого горизонта в пределах изогипсы -2900 м размер поднятия 10,5x1,8 км, амплитуда 700 м, углы падения пород от 10 до 20° (рис. 1).

Продуктивными являются отложения задонского горизонта фаменского яруса. Они представлены известняками с прослоями глин, мергелей, доломитов, ангидритов. В нижней части горизонта известняки пелитоморфно-микрозернистые, перекристаллизованные, выше слоистые, часто органогенные. Мощность задонских отложений от 215 до 412 м.

На размытых задонских отложениях залегают породы елецкого горизонта, выраженные плотными и часто глинистыми низкопористыми известняками с прослоями глин, мергелей и ангидритов, обогащенных туфогенным материалом. Мощность елецких отложений здесь, достигающая 230 м, наибольшая в Речицко-Вишанской зоне.

На Речицкой и на соседней с нею площадях в разрезе задонско-елецких отложений выделяется 10 литологических пачек, из которых IV-X пачки относятся к задонскому горизонту. Нефтегазоносны IV и VIII пачки (рис. 2). Нефтегазонасыщенные интервалы этих пачек, судя по промыслово-геофизическим данным и анализам образцов пород, связаны с доломитами. Доломиты чистые (С_гл - 6%), мелкозернистые, кавернозные и сильнокавернозные. Каверны открытые, их размеры достигают 3-4 см.

Породы-коллекторы имеют неравномерное распространение по разрезу и площади. Они встречены в IV (скв. 203, 207, 210, 213), VIII (скв. 206, 5) пачках и в елецких отложениях (скв. 214).

При испытании IV пачки задонского горизонта в скв. 203 получен приток конденсата плотностью 0,767 г/см³, в скв. 207 и 210 - приток нефти плотностью 0,831-0,836 г/см³, а в скв. 213 - приток пластовой воды.

Испытание VIII пачки задонского горизонта в скв. 206 дало приток конденсата плотностью 0,751 г/см³, а в скв. 5 - приток нефти. Из елецких отложений в скв. 214 получен приток нефти плотностью 0,833 г/см³.

Газонасыщенность нефти из скв. 210 и 214 составляет 243 и 305 м³/т соответственно, а из скв. 203, 206 и 207 - 1500-2000 м³/т. Пластовые флюиды с таким высоким газосодержанием в Припятском прогибе установлены впервые.

Конденсат из скв. 203 и 206 характеризуется высоким (86-88,5%) содержанием фракций, выкипающих до 300 °С, и отсутствием смол и асфальтенов. Нефть из скв. 207 (первоначальный состав), 210 и 214 отличается от конденсата: она содержит меньше легких фракций (40-46%) и 6-6,8% асфальто-смолистых веществ (табл. 1).

Наличие в одной залежи различных по составу и газосодержанию флюидов свидетельствует о различии фазового состояния УВ. Оценка фазового состояния, произведенная по методике ВНИИ, показала, что скв. 203 вскрыла газовую, а скв. 207, 210 - нефтяную часть нефтегазоконденсатной залежи. Газовая часть залежи характеризуется высоким содержанием конденсата. При этом скв. 207 вскрыла залежь вблизи ГНК, о чем свидетельствуют значительный газовый фактор нефти, а также изменение состава нефти в процессе пробной эксплуатации этой скважины (табл. 2).

В процессе эксплуатации скв. 207 уменьшились плотность нефти, содержание асфальто-смолистых веществ и серы, увеличился выход фракций до 300 °С.

Снижение пластового давления в процессе пробной эксплуатации скв. 203 сопровождалось резким увеличением газового фактора с 1600 до 10 000 м³/т и соответственно сокращением выхода конденсата с 1180 до 100 г/см³, а также уменьшением плотности конденсата с 0,77 до 0,69 г/см³. Это указывает на выпадение в пласте тяжелых фракций конденсата. Начальное пластовое давление составляло 39,6 МПа на глубине 3140 м. Снижение забойного давления до 18,5 МПа привело к уменьшению коэффициента продуктивности с 1,87 до 0,69 м³/сут из-за резкого выпадения конденсата в пласте.

Пробная эксплуатация скв. 203,206, 207, 210 и 5 показала наличие двух самостоятельных залежей. Исходя из данных испытания скважин, результатов пробной эксплуатации, а также оценки фазового состояния УВ в пластовых условиях установлено, что залежь IV пачки задонского горизонта, вскрытая скв. 203, 207, 210, 213, является нефтегазоконденсатной. Высота нефтяной части, по имеющимся данным составляет 35-40 м. Залежь VIII пачки, вскрытая скв. 206 и 5, также нефтегазоконденсатная.

Ограничение залежей в значительной степени подчинено литологическому фактору. Их контуры определяются закономерностью распространения пород-коллекторов.

Наличие нефтегазоконденсатных залежей на Красносельской площади определено благоприятными условиями сохранения УВ. Следует подчеркнуть, что глубина залегания задонских залежей здесь не превышает 3400 м. На Южно-Сосновской и Южно-Осташковичской структурах, находящихся в аналогичных тектонических условиях, межсолевые продуктивные отложения находятся на глубинах 3500-3400 м и содержат только нефтяные залежи. В то же время, в отличие от названных структур на Красносельской площади мощность елецких отложений больше и в среднем составляет 200 м. Судя по литологической характеристике, елецкие породы вместе с лебедянской солью служили надежной покрышкой.

На Южно-Сосновском и Южно-Осташковичском месторождениях мощность елецких отложений в контуре нефтяных залежей составляет первые десятки метров, не превышая 70 м, а в присводовых частях структур елецкие породы размыты до полного их исчезновения в отдельных скважинах. Елецкие отложения содержат пласты-коллекторы, входящие в единый елецко-задонский резервуар. Нефти задонских залежей здесь недонасыщены газом.

Это позволяет предполагать, что на Красносельской площади покрышка для задонских залежей была более надежной, чем на Южно-Осташковичском и Южно-Сосновском месторождениях.

Другим условием сохранения залежей было запечатывание их слабопроницаемыми и непроницаемыми породами задонского горизонта. Такая литологическая изоляция сохранялась, видимо, со времени формирования газоконденсатных залежей.

Данные геолого-статистического анализа (Мирчинк М. Ф., Бухарцев В. П. О возможности статистического исследования структурных соотношений. - Докл. АН СССР, 1969, т. 126, № 5, с. 1062-1064.) и палеотектонических построений позволяют выделить три этапа формирования межсолевой структуры: долебедянский, лебедянско-каменноугольный, пермско-мезозойско-кайнозойский (рис. 3). К началу лебедянского века структурная форма по подошве задонского горизонта выросла только на 40%. Второй этап характеризуется интенсивными подвижками и соляным тектогенезом. К началу перми поднятие достигло уже 85% современной амплитуды, т. е. к концу карбона формирование структуры практически завершилось. К концу второго и началу третьего этапа следует, видимо, отнести и формирование задонских залежей. В пермско-мезозойско-кайнозойский этап поднятие росло медленно. Лишь в юрскую эпоху рост его несколько усилился. Структурный план, сформированный к началу перми, сохранился до настоящего времени.

Таким образом, основные тектонические подвижки приходятся на первые два этапа, составляющие шестую часть геологической истории формирования межсолевой структуры. Остальное же время она характеризуется спокойным развитием, без образования вертикальной трещиноватости, благодаря чему невозможна была значительная утечка УВ из залежей (табл. 3).

Обнаружение других газоконденсатных залежей в межсолевых отложениях Припятского прогиба наиболее вероятно на тех участках Речицко-Вишанской, Малодушинской и других тектонических зон, где на опущенных крыльях структур имелись геологические условия, аналогичные вышеописанным. Такими районами являются южная погруженная часть Речицко- Вишанской зоны поднятий, примыкающая к северному борту Василевичской межсолевой депрессии и аналогичная опущенная часть Александровской зоны поднятий, где на Южно- Александровской площади выявлена задонская залежь легкой нефти с высоким (по сравнению с Южно-Сосновской и Южно-Осташковичской залежами) газосодержанием.

Поступила 10/VII 1982 г.

Таблица 1 Физико-химическая характеристика нефти и конденсата Красносельского месторождения

Скважина	Плотность, г/см^3	Вязкость, мм^2/с	Содержание, %			Выход фракции до 300 °С, %	Газовый фактор, м3/т
			серы	Асфальто-смолистых веществ	парафина
203	0,715	0,99			0,42	88,6	2050
206	0,751	1,29	0,006	-	0,57	86,5	1870
207	0.831	16,20	0,14	6,75	6,69	40,5	1500
210	0,836	8,32	0,10	6,02	2,52	46,0	243
214	0,833	11,43	0,13	3,45	2,79	44,0	302

Таблица 2 Изменение свойств нефти в процессе эксплуатации скв. 207

Параметр	Дата отбора проб
	31/III 1977	01/VIII 1977	01/XI 1977	27/V 1979	21/IX 1979	09/ХII 1980	20/1 1982
Плотность, г/см^3	0,831	0,828	0,769	0,767	0,736	0,735	0,722
Вязкость, мм^2/с	16,20	13,30	4,19	2,36	1,40	-	-
Содержание, %:
асфальто-смолистых веществ	6,75	3,79	-	1,41	0,10	0,86	Следы
парафина	6,69	4,90	2,82	1,40	0,53	0,79	0,80
серы	0,14	0,15	0,20	0,08	0,08	0,05	0,04
Выход фракций до 300°С	40,5	45,0	68,0	58,0	87,0

Таблица 3 Сравнительная характеристика нефти задонских отложений опущенных крыльев межсолевых структур

Месторождение	Глубина залегания залежи, м	Плотность нефти, г/см^3	Газосодержание, м^3/т
Южно-Осташковичское	3050-3900	0,848	112,4
Южно-Сосновское	3300-3950	0,851	108,6
Красносельское (скв. 210)	3050-3500	0,840	243,0
Южно-Александровское (скв. 6)	2650-2950	0,810	360,0

Рис. 1. Структурные карты кровли продуктивного пласта IV пачки (I) и кровли VIII пачки задонского горизонта (II) Красносельского месторождения и схема расположения нефтяных месторождений Речицко-Вишанской зоны Припятского прогиба (III).

а - граница распространения межсолевых отложений; б - нефтяные месторождения: 1 - Ветхинское, 2 - Красносельское, 3 - Днепровское, 4 - Речицкое, 5 - Западно-Тишковское, 6 - Тишковское, 7 - Южно-Осташковичское, 8 - Осташковичское, 9 - Южно-Сосновское, 10 - Сосновское; в - локальные структуры; г -изогипсы, м; д - границы распространения залежей; е - водонефтяной контакт; скважины, давшие притоки: ж - нефти, з - газа и газа с конденсатом; и- скважины, показавшие отсутствие коллекторов

Рис. 2. Геологический разрез через Красносельское месторождение.

а - нефть; б - газ, конденсат; в - вода

Рис. 3. Геолого-статистический график структурных соотношений на Красносельской площади: смежных в разрезе поверхностей (А) и подошвы задонского горизонта с вышезалегающими поверхностями (Б).

а - кривая соответствия структурных планов, б -кривая соотношения амплитуд