К оглавлению

© Л.Б. Кадырова, 2006

ОПОИСКОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ СТРУКТУР КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ПРИМЕРЕ МИННИБАЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ

Л.Б. Кадырова (НГДУ "Альметьевнефть")

На землях НГДУ "Альметьевнефть" перспективен весь разрез среднедевонских и каменноугольных отложений. Доля запасов, связанная с франско-фаменскими карбонатными образованиями, невысокая. К ним относятся отложения семилукско-бурегского, воронежского, задоно-елецкого, данково-лебедянского и заволжского горизонтов. В этих отложениях периодически вскрываются отдельные залежи, приуроченные к зонам грабенообразных прогибов меридионального простирания.

Карбонатный комплекс отложений расчленен прогибами на отдельные, гидравлически изолированные участки и блоки. Каналами поступления флюидов служили разломы, при этом создавались локальные условия фаций повышенной солености, характеризующиеся карбонатно-сульфатным осадконакоплением, шло образование карстовых зон и пустотного резервуара. Эти гидравлически изолированные пустоты заполнялись за счет вертикальной миграции УВ (Кадырова Л.Б., Хайретдинов Р.Ш., Хайретдинов P.P., 2005).

Выявление гамма-ореола в семилукско-бурегских отложениях позволяет прогнозировать наличие залежи в вышележащей части разреза, что подтверждается оконтуриванием границ залежей по геолого-промысловым работам. Выделенные контуры нефтеносности по всем отложениям синхронно повторяются и совпадают с зоной трещиноватых коллекторов. Максимальное увеличение гамма-активности в разрезе семилукско-бурегских отложений отмечается в плотных породах над нефтяными залежами, что свидетельствует о наличии хорошо проводящих каналов минерализованных радиоактивных вод.

На примере Алтунино-Шунакского прогиба, относящегося к зоне глубокого разлома субширотного направления, действовавшего в течение длительного времени, о чем свидетельствует внедрение рифейских диабазов, и являющегося материнским для трещиноватых зон, наблюдается одновременная восходящая и латеральная миграция УВ по проницаемым коллекторам. Скважины, пробуренные на залежи 444, расположенные рядом с этим прогибом, характеризуются достаточно высокой энергетикой (давлением) и при бурении дают постоянный дебит. Так, эксплуатационная скв. 21549 Березовской площади - краевая на залежи 444 (семилукско-бурегские отложения), из нее на 01.05.2006 г. добыто 10296 т нефти. Скважина 8112 Березовской площади, ликвидированная по техническим причинам, находится внутри залежи 444, и из нее получали нефть в течение длительного времени (за 6 лет эксплуатации добыто 22526 т нефти), при этом пластовое давление снизилось с 17 до 13 МПа.

Если тектоника и литологический состав пород обусловливают возможности и пути миграции нефти, то строение локальных ловушек как частное проявление тектонических движений определяет в конечном счете возможность формирования залежей.

Необходимым условием для формирования залежи нефти в локальной ловушке является наличие гидрозамка, расположенного в краевой либо периклинальной части структуры по направлению движения УВ. Чем больше разница между плотностью воды и нефти, тем легче последней аккумулироваться в залежь. Чем тяжелее нефть, тем жестче требования к ловушкам. Без соблюдения этих условий нефтяные залежи не могли бы сформироваться, так как нефть вымывалась бы из ловушки.

На основании анализа фактического материала по пробуренным скважинам эксплуатационного фонда, палеогеографических построений, математических подсчетов по всем имеющимся локальным поднятиям на Миннибаевской площади были сделаны следующие выводы об основных условиях и геометрических параметрах, определяющих перспективность ловушек (таблица).

1.     Наличие гидрозамка, расположенного в краевой или периклинальной части структуры по направлению движения УВ.

2.     Ловушки должны отвечать требованиям формулы Хабберта . На основании расчетов установлено, что для удержания тяжёлой нефти плотностью более 0,9 г/см3 углы наклона крыльев структурных ловушек, способных улавливать и удерживать такую нефть, должны быть по крайней мере в 10 раз больше регионального уклона, сформировавшегося к настоящему времени. Нефти рассматриваемых комплексов имеют плотность 0,95-0,96 г/см3.

3.     Ловушки должны иметь определённую форму, которая выражается отношением ее высоты к ширине (К = h/l), и определенное критическое значение этого коэффициента (см. таблицу).
Все три продуктивных комплекса имеют один структурно-тектонический режим. Их структурные планы в общих чертах совпадают. Поэтому вычисление критического значения К проводилось по всем комплексам совместно. В выборку вошли структуры, расположенные на Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения. Анализ показал, что структуры, контролирующие залежи нефти, имеют коэффициент К> 7 (см. таблицу).

4.     Отношение амплитуды складки по подошве изолирующей покрышки (т.е. высоты резервуара) к мощности пород, залегающих в ее пределах над рассматриваемым пластом-коллектором, должно быть > 1, иначе коллектор будет находиться за пределами резервуара.

Рассмотрев каждый из выделенных типов ловушек с учетом перечисленных требований (условий), оказалось, что структуры не отвечают первому условию. Структуры раскрыты по направлению движения УВ, т.е. по всей мощности выделенных продуктивных комплексов мы можем наблюдать следы миграции нефти (остаточную нефтенасыщенность), но комплексы могут быть заполнены нефтью до подошвы только при наличии условий, отвечающих четвертому требованию.

Валообразные поднятия отвечают первому условию. Эти структуры замкнуты со всех сторон, но углы наклона валообразных поднятий или приподнятых зон, как правило, не превышают 1°, т.е. недостаточны для формирования залежей, так как нефть из таких ловушек будет вымываться.

Применение формулы Хабберта в конкретных условиях Ромашкинского месторождения условно, так как основной составляющей формулы является значение гидравлического уклона. Известно, что для бобриковских отложений оно составляет 0,003-0,005 (Зорин Е.З. Комплексный анализ геолого-геофизических материалов эксплуатируемых площадей Татарии с целью исследования карбонатных коллекторов. - Отчет тематической партии № 25/75. - Бугульма, 1976.) . Но даже принимая это значение гидравлического уклона, углы наклона крыльев нефтеносных структур должны превышать 1°. Это условие не всегда выдерживается, что объясняется в первую очередь нарушенностью естественной гидродинамической обстановки из-за перетоков пластовых вод, отсутствия цемента за колонной, сброса промысловых вод в продуктивные карбонатные комплексы, проникновения в эти комплексы фильтрата бурового раствора и других причин. Это же приводит к разрушению залежей в карбонатных коллекторах. Доказательством могут служить результаты испытания скв. 261 Миннибаевской площади, в процессе бурения которой наблюдались обильные нефтепроявления из семилукско-бурегских, данково-лебедянских отложений (приемы были наполнены нефтью). При испытаниях, проведенных через несколько лет после бурения, в этих скважинах получили воду. Карбонатные комплексы не были перекрыты цементом. Таким образом, требования 10-кратного превышения угла наклона крыльев структур к региональному наклону должно применяться в комплексе с другими условиями.

Анализ размеров приподнятых зон (третье условие) показал, что высота их как правило не превышает 10-20 м, размеры по простиранию изменяются от 3,5 до 6,0 км, отношение h/l меньше критического, т.е. еще раз подтверждается вывод об их гидравлической раскрытости. По результатам опробования в пределах этих зон из пластов отбирается вода с признаками нефти и остаточной нефтью по визуальным наблюдениям и результатам геохимических анализов (скв. 117, 153, 15686 Миннибаевской площади и др.).

Анализ приуроченности залежей нефти в карбонатных отложениях к определенным структурным элементам показал, что приподнятые зоны не контролируют нефть, а лишь способствуют ее формированию в локальных поднятиях.

На территории Миннибаевской площади выделяются: 1 - локальные поднятия, осложняющие приподнятые зоны; 2 - одиночные локальные поднятия.

Амплитуды поднятий второго вида, как правило, больше, хотя общий максимальный уровень обоих видов поднятий с учетом амплитуды приподнятых зон одинаков и не превышает 70 м.

Все рассмотренные структуры отвечают первому условию, а применение второго и третьего условий позволяет разделить их на нефтесодержащие и бесперспективные. Поднятия, контролирующие залежи, имеют преимущественно следующие параметры: угол наклона крыльев > 1° (max 7°), амплитуда поднятий, как правило, больше 20 м, в единичных случаях - 15 м, размеры по простиранию, в основном, не превышают 2 км (см. таблицу).

Четвертое условие в основном определяет этаж нефтеносности и строение залежей, особенно в таких сложнопостроенных отложениях, как заволжский, и должно учитываться при выборе интервалов опробования.

Выделив по перечисленным условиям перспективные структуры, положительные результаты при бурении скважин или при возврате добывающих скважин с базисного горизонта на вышележащие отложения можно получить только при наличии давления - энергетики. Этот фактор основной, так как рассматриваемые толщи являются объектами разведки.

Вскрытие бурением участков разреза с пониженным пластовым давлением на выделенных структурах по приведенным критериям поиска сопровождается перетоками в них пластовых вод по стволу скважины из окружающих водонасыщенных пород. При испытании получают воду, иногда с пленкой нефти. Анализ образцов пород показывает, что УВ находятся только в пределах кавернозно-трещинной части пустотного пространства.

Вскрытые бурением участки разреза с повышенным пластовым давлением (скв. 8112, 11979, 11984, 11988, 21549 Березовской площади) представлены отложениями мендым-доманика, из которых получают нефть и в настоящее время. Бурение в 2004 г. эксплуатационных скв. 20602, 20604, 32687, 32693, 32694 Миннибаевской площади пришлось приостановить из-за аномально высоких давлений и нефтепроявлений из франско-фаменских отложений. Геолого-разведочные работы, намеченные на этих скважинах, подтвердили нефтенасыщенность пластов (рис. 1). Эти скважины по проекту добывающие на терригенные отложения девонского горизонта, поэтому сразу эксплуатировать их на перспективные карбонатные отложения не представляется возможным. Все они будут в дальнейшем считаться возвратными на франско-фаменские отложения.

Исходя из изложенных критериев поиска залежей, была выбрана скв. 25335, проектная по бобриковскому горизонту. Однако в процессе бурения из-за сложного строения коллекторов нефтяные пласты по ГИС не выявлены. Проведя корреляцию по скв. 20602, 20604, 32687, 32693, 32694, можно предупредить вскрытие водонасыщенных пластов и начать процесс освоения в открытом стволе. Для обеспечения устойчивой работы в условиях оптимального забойного давления были детально изучены условия эксплуатации скважин залежи 536 (рис. 2).

В результате геолого-промыслового анализа установлено, что нефтенасыщены три пласта, расположенные на расстоянии 1,4, 3,0 и 6,1 м от кровли пласта, толщина покрышки более 3 м, учтены все условия для сохранения нефтяной залежи в одиночном локальном поднятии.

В результате освоения был получен фонтан нефти дебитом 18 т/сут, что доказало факт открытия залежи. Сегодня скв. 25335 механизирована и работает стабильно с дебитом нефти 9,6 т/сут при обводненности 10 %. На рис. 3 представлена зависимость дебита жидкости от депресии по скв. 25335, 25373, 25374, 26918, пробуренных на данковско-лебедянской горизонт. Для карбонатных отложений критерием эксплуатации служит поддержание давлений, обеспечивающих депрессию 3 МПа.

Описываемые способы выявления ореолов рассеяния УВ по ГК и накопление давлений на выделенных по приведенным критериям структурах могут объяснить причины образования высокоемких коллекторов в воронежско-евлано-ливенских отложениях в скв. 20355 Миннибаевской площади. Бурение нижней части евлано-ливенских и верхней части воронежских отложений было остановлено, и на основании каротажа выделен интервал с нефтеносной характеристикой. По данным ГИС в скв. 25374 Миннибаевской площади в данково-лебедянских отложениях должна быть вода, однако при испытании была получена нефть.

Доразведка перспективных горизонтов и прирост запасов относительно дешевым методом ежегодно дают возможность прироста запасов по НГДУ "Альметьевнефть" 0,2 млн. т без бурения дорогостоящих разведочных скважин. В настоящее время за счет пересмотра геолого-геофизических материалов и планирования геолого-разведочных работ по бурящимся скважинам с их привязкой к структурам и на основании критериев поиска перспективных структур можно открывать новые залежи нефти. Потенциально нефтеносны отложения фамена, а учитывая, что поиск залежей нефти в карбонатных отложениях производится попутно (при бурении на базисный горизонт - терригенные отложения девона), то перспективным на поиски нефти будет весь разрез отложений до глубины забоя скважин.

Abstract

Based of factual materials analysis on drilled wells of operating well stock, paleogeographic constructions, mathematical calculations for available local uplifts in Minnibayev area the following conclusions about main conditions and geometric parametres were drawn.

1.     The presence of pilot controlled check valve in marginal or periclinal part of the structure towards HC movement.

2.     The traps should comply with M. Hubbert's formula requirements. .From calculations it was established that to retain heavy crude with density of more than 0,9 g/cm3 the gradients of structural traps limbs which are able to catch and retain such oil should be at least 10 times more than regional gradient presently formed. Oils of the investigated complexes have a density of 0,95-0,96 g/cm3.

3.     The traps should have a certain form which is expressed as height/width ratio and a particular critical value of this factor.

4.     All three productive complexes have the same structural-tectonic regime. Their structural plans coincide in general features. Therefore, calculation of critical value К was performed for all complexes together. These include structures located in Minnibayev area of Romashkinskoye field. Analysis showed that structures controlling oil pools have a factor K>7.

5.     The ratio of fold amplitude along isolated cap bottom (i.e. reservoir height)and thickness of rocks occurring within its limits over the investigated reservoir bed should be >1, otherwise the reservoir will be beyond reservoir limits.

 

Таблица

Номер Скважины

Высота поднятия, м

Ширина поднятия, км

К = h/l

Угол наклона

запад

восток

Данково-лебедянские продуктивные отложения

15622

69

2,20

31,0

5° 05'

2° 50'

259

65

1,30

50,0

5° 50'

5° 30'

126

16

0,60

27,0

2° 50'

3° 20'

124

37

1,60

23,0

2° 44'

2° 30'

3463

21

1,30

16,0

2° 20'

1° 33'

3486

55

1,70

32,0

3° 40'

3° 50'

3113

20

1,10

18,0

2° 15'

2° 00'

Заволжские продуктивные отложения

15622

51

1,10

46,0

6° 10'

5° 05'

759

46

1,70

27,0

2° 35'

3° 50'

126

21

1,90

1,0

1° 35'

1° 00'

126

25

1,50

17,0

1° 55'

2° 30'

3463

15

2,30

6,5

1° 00'

0° 40'

3486

42

1,80

23,0

3° 35'

2° 20'

3113

17

0,73

23,0

3° 00'

2° 35'

Воронежско-елецкие продуктивные отложения

15622

27

1,30

21,0

2° 55'

2° 00'

259

54

1,10

49,0

5° 10'

6° 30'

126

19

1,50

13,0

5° 42'

5° 42'

124

29

1,20

24,0

3° 10'

2° 20'

3463

19

1,50

13,0

8° 32'

4° 20'

3486

67

2,40

28,0

4° 40'

2° 24'

3113

20

1,00

20,0

2° 55'

1° 50'

 

Рис. 1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ

Карбонаты: 1 - нефтенасыщенные, 2 - водонасышенные, 3 - уплотненные

 

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ

Карбонаты: 1 - нефтенасыщенные, 2 - водонасыщенные, 3 - уплотнённые

 

Рис. 3. ЗАВИСИМОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ ОТ ДЕПРЕССИИ