УДК 553.982:550.812.14(470.53)

Особенности разведки Уньвинского месторождения

В.В. МАКАЛОВСКИЙ (Пермнефть), Ю.Н. БРЮХАНОВ, А.И. ОРЛОВ (ПермНИПИнефть)

Уньвинское месторождение нефти, расположенное в центральной части Соликамской депрессии Предуральского прогиба рядом с Верхнекамским месторождением калийных солей, открыто в 1980 г. Оно приурочено к крупному Уньвинскому фаменско-франскому рифогенному массиву, подготовленному к глубокому бурению сейсморазведкой МОГТ. Промышленные залежи нефти установлены в турнейско-фаменских, яснополянских и башкирских отложениях. На выбор рациональной методики поисково-разведочного бурения большое влияние оказало наличие залежей калийных солей в нижнепермских отложениях, так как необходимо было осуществлять совместную разведку и разработку калийного и нефтяного месторождений при минимальных потерях калийных руд. Поэтому разведочные работы были проведены в два этапа. На первом сделана предварительная поэтажная разведка многопластового месторождения с пробной эксплуатацией базисных турне-фаменской и яснополянской нефтяных залежей и поиск новых, на втором - до-разведка, оконтуривание залежей с опытно-промышленной эксплуатацией для подготовки месторождения к разработке [1].

Скважины закладывались в пределах охранных целиков с проводкой наклонного ствола в нижней части разреза на каждый этаж разведки (рисунок). Для уменьшения числа охранных целиков и потерь калийных руд было применено группирование (по 2-3) поисковых и разведочных скважин на различные этажи разведки, одна из которых вертикальная, другие наклонные. Это позволило дифференцированно выполнить комплекс исследовании по отдельным участкам многопластового месторождения.

В 1981 г. Уньвинская структура была введена в поисково-разведочное бурение. Скважины I этапа работ размещались с учетом структурной схемы, построенной по II отражающему горизонту - кровле тульских терригенных отложений. Уньвинское поднятие имеет форму неправильно вытянутого купола субширотного простирания с крутыми северным, южным и западным крыльями и пологим восточным. Размер поднятия по замкнутой изогипсе - 1980 м – 8x8,5 км, амплитуда - 80 м. Наиболее высокая сводовая часть его находится на западе рифового массива и ограничивается изогипсой -1950 м.

На I этапе разведки были пробурены одна поисковая и 14 разведочных скважин с шести площадок-кустов. Основной объем (10 глубоких скважин, сгруппированных в четыре куста) был сосредоточен в сводовой части Уньвинского поднятия. Применялась профильная система размещения поисково-разведочных скважин. В каждом профиле от двух до пяти скважин-кустов с расстояниями между ними 1,5-2,5 км и между профилями - 2 км. Продолжительность I этапа составила 2,6 года.

На II этапе проводилась доразведка, оконтуривание залежей с опытно-промышленной эксплуатацией для подготовки месторождения к разработке. С этой целью были пробурены 13 разведочных скважин с семи площадок-кустов. Продолжительность II этапа составила 2,9 года. Основной объем (10 разведочных скважин с пяти площадок-кустов) был также сосредоточен в контуре изогипсы -1950 м, в сводовой части структуры.

Общий метраж бурения составил 59 388 м, из них 45 665 м (77%) сконцентрировано в пределах наиболее высокой сводовой части Уньвинского поднятия. Эффективность поисково-разведочного бурения в 5 раз превысила среднюю по объединению Пермнефть.

Одновременно с бурением поисково-разведочных скважин проводилась детализационная сейсморазведка - целенаправленная отработка и переработка взаимосвязанных сейсмических профилей по разреженной сетке глубоких скважин, ориентированных на изучение отдельных частей структуры. Эти работы осуществлялись в основном в восточной части месторождения. В результате было установлено сложное строение Уньвинского месторождения, определены контуры рифовой постройки и выявлены некоторые ее детали по карбону и перми, в частности наметились новые вершины, осложняющие сводовую часть палеоструктуры. По уточненным данным Уньвинская структура - купол неправильной формы, вытянута к юго-востоку и осложнена тремя вершинами: западной, юго-западной и северо-восточной. По горизонту II в пределах контура изогипсы -1990 м ее размер 10,6x6,7 км, амплитуда более 100 м. Вершины выделяются промежуточной изогипсой -1975 м.

По результатам I этапа разведки была сделана оценка запасов нефти по категории C₁ и С₂ (соотношение их 1:3,5), которая последующими работами подтвердилась. На базе этих запасов в 1983 г. составлена техническая схема разработки, которая позволила за четыре года до окончания разведки и утверждения запасов ГКЗ СССР начать опережающее обустройство месторождения и эксплуатационное бурение.

После выявления залежей нефти и бурения первых кустов глубоких скважин основной объем разведочных работ был сосредоточен в западной, наиболее детально изученной части Уньвинской структуры. При этом равномерное расположение кустов-скважин в пределах присводовой части исключило попадание разведочных скважин за контуры открытых залежей, т. е. ни одна из них не была ликвидирована по геологическим причинам.

Сразу же после окончания бурения разведочная скважина вводилась в длительную пробную эксплуатацию. Это позволило изучить гидродинамическую характеристику пластов, режим залежей, изменение Рпл, Рзаб газонасыщенность и свойства нефтей, что дало объективные данные для подсчета запасов и проектирования разработки. Основные запасы УВ сосредоточены в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл и Бб). Средняя глубина залегания пласта Бб составляет 2100- 2150 м. Коллекторами нефти служат средне- и мелкозернистые песчаники. Тип залежи - пластовый сводовый. Общая мощность пласта 10-20 м. Нефть легкая, смолистая, малосернистая, парафинистая и маловязкая.

Турне-фаменская залежь приурочена к порово-трещинным известнякам, залегающим на 3-6 м ниже кровли турнейского яруса. Общая мощность пласта 11-40 м. Залежь относится к типу массивных, этаж нефтеносности - 40 м. Нефть по своим свойствам близка к бобриковской.

Нефтяная залежь башкирского пласта заключена в верхней части порово-трещинных известняков, залегающих в 5-16 м ниже кровли башкирского яруса. Общая мощность пласта 16-44 м. Залежь относится к типу массивных. Нефть легкая, смолистая, сернистая, парафинистая и маловязкая.

В заключение следует отметить, что разведка многопластового Уньвинского месторождения, относящегося по запасам к категории средних, проведена достаточно эффективно за сравнительно короткий срок (5,5 лет) с решением проблемы совместной разведки и разработки калийных и нефтяных месторождений. Этому способствовало комплексирование детализационной сейсморазведки с глубоким бурением, что привело к значительному увеличению полноты и достоверности геологической информации о строении ловушек, литолого-фациальных особенностях разреза, составлению надежной структурной основы для подсчета запасов нефти [2].

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Брюханов Ю.И., Макаловский В.В., Чернышев И.В. Методика поисково-разведочного бурения в центральной части Соликамской депрессии // РНТС. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз.- Вып. 11.- М.- 1982,- С. 7-8.

2. Методика и эффективность комплексирования детализационной сейсморазведки с глубоким бурением / Б.Я. Вассерман, Н.Д. Матвиевская, В.Б. Ростовщиков и др. // Геология нефти и газа.- 1986.- № 10.- С. 10- 16.

Рисунок Геологический профиль Уньвинского месторождения:

1 - каменная соль; 2 - нефтяные залежи; 3 - водоносные породы; 4 - пласты карналлита и сильвинита; 5 - рифогенный массив; 6 - терригенные породы; 7 - охранные соляные целики около кустов скважин; 8 - скважины; 9 - поверхность вендского комплекса