Оглавление журнала

УДК 553.98(571.14) Н.П.Запивалов, О.О.Абросимова, В.В.Попов, 1997

1. Это первое в Западной Сибири месторождение, поиск которого осуществлялся целенаправленно именно в палеозойских отложениях.

2. Нефтенасыщенные пласты присутствуют здесь только в палеозойских отложениях, тогда как мезозойская толща непродуктивна.

3. На месторождении пробурена самая глубокая палеозойская скважина в Западной Сибири — параметрическая скв. 4 (забой 4600 м, бурение по палеозою 1800 м).

4. Притоки нефти, существенно отличающиеся друг от друга, получены из разных горизонтов силура и девона с различных глубин.

5. Доказана рифогенная природа продуктивных карбонатных отложений.

6. Высокий коэффициент успешности в процессе поисково-разведочных работ: из 20 пробуренных скважин 10 оказались продуктивными.

7. Это единственное в Западной Сибири палеозойское месторождение, разрабатываемое в течение 8 лет за счет фонда разведочных скважин с ежегодным увеличением добычи.

В 1971 г. на Малоичском слабовыраженном структурном поднятии (по мезозойскому горизонту II^a) вблизи уже открытого Верх-Тарского месторождения была пробурена скв. 1. Все мезозойские пласты, в том числе и Ю-1, по результатам испытания в процессе бурения и каротажу оказались водоносными. При вскрытии палеозойских пластов произошло катастрофическое поглощение глинистого раствора и скважину пришлось ликвидировать. Формально объект считался бесперспективным. Лишь в 1973 г. удалось доказать необходимость целевого опоискования зоны поглощения в палеозое.

В Мингео РСФСР была утверждена к бурению скв. 2 с целевым объектом в палеозойских отложениях. В 1974 г. при испытании открытого ствола из палеозойских пластов был получен мощный фонтанный приток нефти (200 м³/сут). Скв. 2 была пробурена в южной части структуры до глубины 3000 м. На глубине 2840 м она вскрыла девонские карбонатные породы, представленные серыми, темно-серыми, коричневыми известняками, пропитанными нефтью. Породы повсеместно трещиноватые и кавернозные, с пустотами выщелачивания [2 ]. В призабойной части скважины встречены диабазовые порфириты и конга-диабазы серого и темно-серого цвета.

Вскрытые отложения характеризуются высокими (100-1800 Омм) значениями кажущихся сопротивлений. По газовому каротажу в них отмечалось четкое повышение суммарных газопоказаний и газонасыщенности бурового раствора. В составе газа установлено до 50 % тяжелых УВ.

По данным промыслово-геофизических исследований в разрезе этой скважины выделялось несколько перспективных и, возможно, продуктивных пластов, которые индексировались буквой М: пласт M₁ (интервал 2842-2852 м); пласт M₂ (интервал 2859-2870 м); пласт M₃ (интервал 2885-2900 м) и пласт M₄ (интервал 2935-2967 м). Пласты M₁ - M₃ представлены трещиновато-кавернозными средне-мелкозернистыми доломитовыми известняками с прослоями мелкозернистых известковых доломитов. Пласт M₄ керном не охарактеризован. Помимо пластов М, выделяется продуктивный пласт С (силур).

По данным лабораторных исследований образцы пород из пластов M₁ и M₂ имеют открытую пористость от 1 до б % и трещинную проницаемость до 0,06 мкм². Исследуемые пласты отделяются друг от друга более плотными прослоями.

В результате совместного испытания пластов M₃ и M₄ (интервал 2876,0-3000,6 м) был получен приток пластовой воды с дебитом 24 м3/сут и небольшим количеством нефти на динамическом уровне 1580 м. При опробовании верхней части пласта M₃ дебит пластовой воды с пленкой нефти (динамический уровень 2000 м) составил 6,3 м3/сут. Газовый фактор 1:1.

Пласт M₂ испытан на глубине 2857-2865 м. В процессе очистки скважины кратковременный (в течение 1,5 ч) приток нефти был равен 400 м3/сут. При 4-мм штуцере устойчивый дебит нефти составил 38,4 м3/сут. На больших штуцерах подтягивалась пластовая вода. Является ли эта вода подошвенной или погребенной, сказать трудно. Пластовая температура 106 °С.

При кратковременном опробовании пласта M₁ (интервал 2767,6-2853,8 м) при первоначальной депрессии 14 МПа за 30 мин было получено 7,65 м³ нефти. На 5-мм штуцере получено 48 м3/сут нефти, газовый фактор 62,2 м3/м3, температура пласта 104 °С, коэффициент продуктивности 1,157 м3/(сут*МПа).

При сравнении данных испытания пласта M₁ в открытом стволе и обсаженной скв. 2 установлено, что в первом случае коэффициент продуктивности пласта значительно выше, чем во втором. Это объясняется ухудшением проницаемости призабойной зоны при воздействии на пласт промывочной жидкости и цементного раствора, а также уменыпением продуктивной мощности в колонне.

По лабораторным анализам нефть пласта M₁ характеризуется следующими данными: плотность 0,85 г/см3, начало кипения 69 °С; содержание, %: сера — 0,4; асфальтены — 2,3; смолы — 5,37; парафин — 4,35; кинематическая вязкость при 20 °С — 17,1*10^-6 м2/с;

содержание фракций, выкипающих до 200 °С, — 21 %, до 300 °С — 41 %. По сравнению с мезозойской нефтью Западно-Сибирской плиты малоичская нефть имеет меньший выход низкокипящих фракций и значительно большее содержание смол, асфальтенов и парафинов. В нефти преобладает метановый состав УВ (72 %). Данные изотопного состава углерода, водорода и серы также свидетельствуют о различии мезозойской и палеозойской нефти. Так, вариации значений d¹³С в палеозойской нефти составляют от -27,2 до -30,1 ^o/_oo, а в мезозойских — от -30,1 до -30,0 ^o/_oo.

Выявлены также особенности силурийской нефти (скв. 4 Малоичская). В отбензиненной части содержится больше парафинонафтеновых и меньше ароматических УВ, а также смол и асфальтенов. Для этой нефти характерно более низкое число нафтеновых колец в парафинонафтеновой фракции и ароматических — в нафтеноароматической, т.е. в отличие от девонской нефти в гибридных молекулах нафтеноароматической фракции силурийской нефти преобладают нафтеновые, а не ароматические кольца.

По результатам бурения 20 скважин на этой площади в карбонатных отложениях палеозоя были выявлены четыре нефтяные залежи пластов M₁, M₂, M₃, С.

Залежь пласта m₁ (верхний девон), вскрытая всеми скважинами на исследуемой площади, приурочена к интервалу 2794,0-2841,6 м. Дебит нефти колеблется от 3,1 до 100-200 м3/сут, пластовое давление 28,1-28,5 МПа, температура 93-104 °С, газовый фактор 67,1 м3/т. Водонефтяной контакт на абсолютной отметке -2729 м. Высота залежи 69 м. Залежь нефтяная, массивная, тектонически и литологически экранированная, высокодебитная, тип коллектора трещиновато-кавернозный.

Залежь пласта М₂ (средний девон) распределена в западной части площади. Глубина вскрытия 2850,0-2891,4 м. Пласт представлен известняками. Дебит нефти 121,2 м3/сут, пластовое давление 28,8 МПа, температура 102 °С, газовый фактор 77,1 м3/т. Водонефтяной контакт на абсолютной отметке -2760 м. Высота залежи 80 м. Залежь массивная, высокодебитная с тектоническим и литологическим экранами.

Залежь пласта М₃ (нижний девон) установлена в северо-восточной части структуры. Глубина вскрытия 3580-3620 м. Пласт представлен известняками. Дебит нефти 0,5 м3/сут. Залежь малодебитная, массивная.

Залежь пласта С (силур) приурочена к северо-восточной части площади. Глубина вскрытия 4520-4548 м. Пласт представлен известняками. Дебит нефти 0,68 м3/сут. Залежь нефтяная, малодебитная, массивная. Нефть из силурийских отложений резко отличается от палеозойской нефти. Она существенно обогащена тяжелым изотопом углерода. Видимо, она относится к самостоятельному генотипу (рис. 1) (Запивалов Н.П., Соколов Б.С., 1977; Запивалов Н.П., Ботнева Т.А., Панкина Р.Г. и др., 1980; Вышемирский B.C., Запивалов Н.П., Бадмаева Ж.О. и др., 1984).

Для рассматриваемого месторождения были предложены две модели строения: литофациальная (рис. 2) и блоковая (рис.3). В основе блоковой лежат: разновозрастность пород, выходящих на доюрскую поверхность, неоднородность вещественного состава отдельных блоков, колебания водонефтяного контакта в пределах месторождения.

Рассмотрим литофациальную модель изучаемого месторождения. Анализ продуктивности карбонатных пород девона показал, что основная залежь нефти на Малоичском месторождении приурочена к органогенно-обломочным известнякам, известняковым брекчиям и метасоматическим доломитам фации передового склона (см. рис. 2). Из них получены притоки нефти до 150-200 м3/сут (скв. 2,4,6,9). Небольшие притоки нефти (менее 10 м3/сут) характерны для внутренних частей карбонатной банки (скв. 7, 8) — из фаций органогенного рифа. Коллекторские свойства карбонатных пород фации передового склона значительно лучше, чем массивных известняков фации органогенного рифа: их открытая пористость достигает 6-12 %, а проницаемость — 0,088 мкм2. Тип коллектора порово-кавернозный и порово-трещинный.

Карбонатные породы рифогенно-аккумулятивного комплекса Малоичской карбонатной банки сменяются терригенно-карбонатными отложениями фаций бассейна и открытого шельфа. Они представлены переслаиванием глинистых известняков с мергелями, аргиллитами, реже алевролитами, для них характерна горизонтальная слоистость. Содержание нерастворимых остатков в известняках достигает 40-50 %. Коллекторские свойства пород низкие.

Одним из факторов улучшения коллекторских свойств карбонатных пород являлось активное воздействие на них глубинного CO₂, мигрировавшего по разломам в составе газогидротермальных растворов. Это доказано на примере Малоичского месторождения, где изменение коллекторских свойств карбонатных пород находит отражение в изменении изотопного состава углерода карбонатов и особенно CO₂. Исследованиями установлено, что изотопный состав углерода CO₂ (независимо от того, где он содержится — в газах нефти или воды) в пределах рассматриваемой площади направленно изменяется с юго-запада и запада на северо-восток и восток. В юго-западной части месторождения значения d¹³С CO₂ достигают -10 ^о/_oо; в северной и северо-восточной они составляют -13 ^о/_oо; а на востоке -18 ^о/_oо. Эти участки выделяются и по значениям d¹³С карбонатных пород.

Лучшими коллекторскими свойствами обладают породы, распространенные в западной части месторождения, где доминируют доломиты [1 ].

Для уточнения строения карбонатной банки и выделения рифогенных тел был использован метод гамма-термолюминесценции (ГТЛ), основанный на принципе термовысвечивания предварительно облученных образцов с помощью радиоактивного изотопа ⁶⁰Со. Этот метод успешно применяется для стратификации и сопоставления разрезов разнофациальных карбонатных отложений, особенно труднорасчленяемых рифовых комплексов. По свойствам образцов пород, выявленным ГТЛ в силурийских и девонских отложениях Малоичской площади выделено 8 пачек и установлен внутриформационный перерыв в нижней части эйфельского яруса.

По данным ГТЛ достоверность литофациальной модели строения Малоичской карбонатной банки с набором описанных фаций в целом подтверждается. Выделены два обособленных рифовых массива в границах второй ГТЛ-пачки. Один из них вырисовывается в северной части Малоичского месторождения (скв. 4, 14,19), второй — на юге (скв. 2,7). По ГТЛ-свойствам пород предполагается еще одна полоса биогермных построек в районе Верх-Тарской площади.

На сейсмических профилях, проходящих с запада на восток через Малоичскую карбонатную банку, по характеру волновой картины поля отчетливо прослеживаются слагающие ее литофациальные комплексы. На участках, сложенных химически чистыми известняками и доломитами (фации органогенного рифа и его передового склона), отражения горизонта Т практически не прослеживаются. В пределах развития глинистых известняков, мергелей, терригенных пород фаций бассейна и шельфа, а также внутренних частей карбонатной банки отражения горизонта Т стабильны и уверенно трассируются на 5-10 км.

Разработка месторождения ведется пятью скважинами, переданными в эксплуатационный фонд из разведки (таблица).

Пластовое давление в процессе эксплуатации в течение 8 лет остается стабильным при постоянном росте дебита. Каких-либо серьезных изменений в наметившейся динамике не видно, поскольку процент обводненности не поднимается выше 0,9.

В течение 1994-1995 гг. наиболее стабильна скв. 9. Все изменения дебитности происходили только с изменением диаметра штуцера с 5 на 3 и 4 мм. Такой показатель, как Рзатр, на протяжении года держится на отметке 4,5 МПа. Скважина находится в работе постоянно.

Данные по скв. 2 и 25 указывают на то, что они расположены в зоне фации органогенного рифа, имеют близкие значения среднемесячных дебитов (от 3,5 до 0,8 т/сут, как в скв. 27). Материалы по скв. 6 говорят о том, что она так же, как и скв. 9, расположена в поле с более высокими коллекторскими свойствами — в поле распространения фации передового склона. Их среднемесячные дебиты достигают 60 т/сут. По блоковой модели скв. 2, 6, 25 расположены в блоке IIIб (см. рис. 3).

Несмотря на значительный объем геолого-геофизических исследований, достоверную модель палеозойского месторождения пока создать трудно. Это объясняется сложной тектонофациальной обстановкой и наложенными процессами флюидной переработки пород. Необходимо бурение нескольких дополнительных скважин.

Комплексное районирование определяет возможность выбора новых точек для бурения. Результаты трехмерной сейсморазведки позволили выделить прогнозные участки с улучшенными и ухудшенными коллекторами (Минько В.А., Яшков Г.Н., 1993) (рис. 4). Предполагается, что сильно приподнятые (выпуклые) в структурном плане участки являются зонами уплотненных коллекторов с низкими емкостными и фильтрационными свойствами. На временном сейсмическом разрезе по линии скв. 6-1-7 четко выделяются такие участки, а также тектоническое нарушение (глубинный разлом) в районе скв. 1 (рис. 5).

Наиболее оптимальным местом для бурения поисково-оценочной скв.29 рекомендуется участок между скв. 6 и 1 в 600 м на северо-запад от скв. 1. Эта площадь приурочена к южному склону резкого структурного выступа (останца), самая высокая часть которого сложена плохими коллекторами (см. рис. 4). Проектная скважина, по всем параметрам попадающая в благоприятную зону, должна помочь решить следующие геологические задачи, имеющие принципиальное значение для оценки Малоичского месторождения и уточнения модели его строения:

1. Установить развитие улучшенных коллекторов на склонах резко выраженных структурных выступов, изучить фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пород, уточнить подсчетные параметры и запасы в пределах наиболее перспективной части месторождения.

2. Определить достоверность рифогенной модели на основе детальной литолого-фациальной реконструкции.

3. Подтвердить структурно-фациальное районирование, произведенное на основе трехмерной сейсморазведки.

4. Оценить влияние глубинного разлома на флюидонасыщение этой части блока III.

Скв. 29 рекомендуется пробурить со специальной конструкцией ствола по аналогии со скв. 2. Испытание и последующее освоение следует провести в открытом стволе. Кстати, наиболее продуктивные скважины на Малоичском месторождении осваивались именно в открытом стволе. Необходим подбор облегченной промывочной жидкости для вскрытия палеозойского горизонта. Проектная глубина скважины предусматривается 2880 м. Она вскроет глинисто-сидеритовые породы пермо-триаса (покрышку) и продуктивные эйфель-живетские отложения (рис. 6). Планируется сплошной отбор керна и шлама в палеозойском разрезе с последующими комплексными исследованиями.

По нашему мнению, проектная скв. 29 выполнит поисково-оценочные задачи и окажется высокопродуктивной.

1. Связь изотопного состава углерода CO2 и карбонатов с коллекторскими свойствами карбонатных пород // С.М.Гуриева, М.В.Дахнова, Р.Г.Панкина, Н.П.Запивалов и др. // Докл. АН СССР. - 1982. - Т.262, № 2. -С.396-399.

2. Стратиграфия палеозоя юго-восточной части Западно-Сибирской плиты /В.Н.Дубатолов, В.И.Краснов, О.И.Богуш и др. // Биостратиграфия палеозоя Западной Сибири. -Новосибирск, 1985. - С.4-49.

Фации: 1 - бассейновые и шельфовые, 2 - передового склона, 3 - органогенного тела, 4 - внутренних областей; 5 - границы фаций; б - граница рифогенно-аккумулятивного комплекса; 7 - изогипсы по кровле палеозоя; 8 - тектонические нарушения: а - предположительно древнего заложения, б - новейшей активации; 9 - скважина: а - с притоком нефти, б - "сухая", в - ликвидированная по техническим причинам, г – проектная

1 - субвертикальные склоны тектонических выступов; 2 - водонефтяной контакт; 3 - скважина: а - с притоком нефти, б - воды, в - ликвидированная до испытания, г - рекомендуемая поисково-оценочная; 4 - линия геологического разреза; римские цифры - блоки центральной части Малоичского месторождения. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2

Прогнозируемые участки развития коллекторов: 1 - улучшенных, 2 - ухудшенных; 3 - контуры выступов карбонатных пород, выделенных по волновой картине сейсмической записи; 4 - скважина: а - высокодебитная с притоком нефти 100-160 м3/сут, б - с притоком нефти 3,5-9,7 м3/сут, в - давшая воду, с - ликвидированная по техническим причинам, д - проектная. Остальные усл. обозначения см. рис. 2

Скважина: 1 - пробуренная, 2 - проектная; 3 - тектоническое нарушение

1 - аргиллиты; 2 - известняки и доломиты; 3 - терригенно-карбонатные породы; 4 - угли; 5 - прослои углей мощностью до 1 м; б - подошва пласта М (условная); 7 - водонефтяной контакт; 8 - тектонические нарушения; 9 - предположительно нефтенасыщенная часть разреза; 10 - зона предполагаемых ухудшенных коллекторов (по данным трехмерной сейсморазведки); 11 - сейсмическая граница Т; 12 - скважина; 13 - интервал испытания в открытом стволе. Qн - дебит нефти, м3/сут