Мосунов А.Ю. (ОАО СибИНКор)

Пласт БВ₇ распространен повсеместно на территории деятельности ОАО «Самотлорнефть». По возрасту отложения относятся к ванденской свите (К₁ v-br) нижнего отдела меловой системы. Практически весь разрез (группа пластов БВ₁-БВ₇) сложен прибрежно-морскими и мелководными сероцветными образованиями, которые представлены мощной (более 200 м) толщей переслаивания песчаников, алевролитов и глин. В основании ванденской свиты залегает пачка глин серых, плотных, слоистых с прослоями карбонатных алевролитов, содержащая фауну фораминифер готеривского возраста. Мощность глинистого прослоя 20-30 м. Он отделяет пласт БВ₇ от продуктивного горизонта БВ₈ , который выделяется в верхней части мегионской свиты [1].

По пласту БВ₇ накоплен незначительный объем геолого-промысловой информации. Испытания на нефтегазоносность не проводились. Пласт считался реликтово-водоносным, а результаты электрометрии в отдельных скважинах игнорировались со ссылкой на отсутствие проектной документации на разработку.

Таблица 1. Основные геолого-геофизические характеристики пласта БВ₇ в зоне деятельности ОАО «Самотлорнефть» (по ГИС)

Анализ данных электрометрии более чем по 1400 скважинам в лицензионных границах ОАО «Самотлорнефть» выявил перспективный для поиска нефти участок в границах нефтепромысла НП-4 (рис.1). В пределах этого участка скв.30199, 39017, 39018 и 35047 имели все признаки нефтенасыщенности в кровельной части пласта БВ₇.

Рис.1. Карта текущего состояния разработки пласта БВ₈^(1-2) с транзитами. Самотлорское месторождение. НП-4. Район исследований.

После корреляции границ была построена структурная карта по кровле пласта БВ7 по всей территории лицензионного участка ОАО «Самотлорнефть», которая конформно повторяла поверхность по кровле отражающего горизонта Б в результате сейсмопрофилирования.

Несмотря на явное наличие литологических ловушек для скопления нефти, имеющих более высокое структурное расположение (анализировалась структурная карта по кровле пласта БВ₇, геологические профили и геолого-стратиграфические разрезы) на других участках ОАО «Самотлорнефть», признаков нефтенасыщенности не обнаружено. Анализ этих элементов модели пласта БВ₇ показал, что условия осадконакопления для предполагаемой первичной миграции и скопления нефти идентичны на всем протяжении разреза пласта. Логично было предположить наибольшие нефтенасыщенные толщины в юго-восточной части лицензионного участка ОАО «Самотлорнефть», где абсолютные отметки пласта БВ₇ превышают абсолютные отметки того же пласта в скв.30199, 39017, 39018 и 35047 на 50 метров и более. Однако результаты электрометрии это не подтвердили. Все скважины, пробуренные в период с 1970 по 2000 гг. и вскрывшие объект БВ₇, подтверждают бесспорное насыщение пласта минерализованной водой. Исключение составляет выявленный участок.

Рис.2. Динамика бурения скважин на исследуемом участке и характер насыщения пласта БВ₇ на момент бурения

На рис.2 показана динамика бурения скважин, вскрывших пласт БВ₇ по годам в районе выявленного участка с информацией о насыщении пласта на дату бурения. Видно, что первое упоминание о предполагаемой нефтенасыщенности кровли пласта относится к сентябрю 1989 г. с бурением скв.35047. В дальнейшем бурятся скважины, вскрывшие как водоносную, так и явно нефтенасыщенную части разреза пласта БВ₇. Анализ показывает, что выше абсолютной отметки 1980 м в скважинах отмечается нефть, ниже вода.

В 1994 г. по рекомендации автора совместно со специалистами ОАО «Самотлорнефть» с целью изучения добывных возможностей пласт БВ₇ был вскрыт в скв.30199. В результате получен фонтан нефти дебитом около 250 м³/сут с обводненностью продукции 10-25%. Скважина фонтанировала 2 недели, после чего была переведена на механизированный способ добычи. Впоследствии на выявленном участке были также переведены и освоены на БВ₇ скв.39017 и 39018. Все три скважины на сегодня эксплуатируются как добывающие. Показатели их эксплуатации приведены в табл.2.

Таблица 2.

Так как до 1989 г. в исследуемом районе бурились скважины, в том числе и с абсолютными отметками кровли пласта выше 1980 м, показавшие по данным электрометрии насыщение пласта минерализованной водой, автором дополнительно был проанализирован весь доступный промыслово-геофизический материал добывающих и нагнетательных скважин, включающий данные профилей приемистости и притока, термометрию, акустический контроль качества цементирования. Кроме того, были отобраны пробы нефти пластов БВ₇ и БВ₈. Физико-химический анализ показал полную идентичность нефтей по комплексу показателей [2].

В результате этого возникло предположение о техногенном характере нефти пласта БВ₇ на исследуемом участке. На рис.3. представлен график изменения компенсации (отбор-закачка) по элементам разработки пласта БВ₈^(1-2).

Рис.3. График изменения компенсации отбора жидкости закачкой на исследуемом участке и прилегающих к нему (элементы разработки )

Исследуемому участку соответствует элемент разработки №4 (разбивка СибНИИНП). График наглядно представляет, что в период с 1976 по 1985 гг. в 4-м элементе разработки пласта БВ8(1-2) возникла ситуация очень боль шой перекомпенсации отбора жидкости закачкой. Пиковые уровни превышали 1000%, при средней проектной величине 115%. Данный факт означает, что давление пласта БВ₈^(1-2) в этот период складывалось из суммы первоначального давления (средняя проектная величина 211 атм.) и давления перекомпенсации, созданного в результате работы системы ППД в течение почти 9 лет.

Таким образом, создались реальные предпосылки для вторичной миграции нефти из пласта БВ₈^(1-2) в ближайший к нему, аналогичный по коллекторским свойствам пласт БВ₇. Такая миграция могла произойти, например, через систему заколонных перетоков в результате некачественного цементажа эксплуатационных колонн, либо из-за физического старения скважины. Прорыв нефти через глинистую перемычку между БВ₈ и БВ₇ толщиной 20-30 м представлялся маловероятным.

Таким образом, оставалось решить задачу материального баланса, т.е. определить скважины-акцепторы, через заколонное пространство которых могла происходить миграция нефти из БВ₈ в БВ₇, и скважины-рецепторы, отдающие пластовую воду БВ₇ в выше- или нижележащие горизонты.

Тщательный анализ геолого-геофизических и промыслово-технологических данных и построенные автором карты фильтрационно-емкостных свойств пластов БВ₇ и БВ₈ в исследуемом районе позволили установить такой механизм образования техногенных скоплений нефти:

1. Причиной вторичной межпластовой миграции нефти предположительно является некачественный цементаж разведочных скв.16Р , 39Р и 1494, пробуренных, соответственно, в 1968, 1975 и 1972 гг., и длительное (около 8 лет) значительное превышение пластового давления пласта БВ₈ над пластом БВ₇ со стороны линии скважин поддержания пластового давления пласта БВ₈, начиная с 1977 г.
2. Начало замещения пластовой воды пласта БВ₇ по наиболее проницаемой в этом районе кровельной части пласта БВ₈ на нефть следует отнести к 1985 г. с бурением разведочной скважины 1058Р при отсутствии и частичном цементировании вплоть до устья.
3. В 1992 г. бурится еще одна скважина-рецептор 35011 при полном отсутствии сцепления цемента с колонной.

В качестве источников поглощения вытесняемого флюида БВ₇ через заколонное пространство скв.1058Р и 35011 могут быть газовые пласты группы АВ₁, а также разрабатываемые объекты АВ_2-5. Кроме того, принимать воду могли и люлинворские глины, и сеноманский водоносный комплекс (материалы ГИС по скв.577).

Экспертная оценка балансовых извлекаемых запасов нефти исследуемого участка, проведенная специалистами отдела подсчета запасов ОАО “СибНИИНП” совместно с автором статьи, позволила предположить их величину порядка 300 тыс.т. Таким образом, если в течение 8 лет происходила миграция, то среднесуточный “миграционный” дебит из пласта в пласт мог составить порядка 100 м³/сут.

Возникшая гидродинамическая связь между двумя пластами, безусловно, существует сегодня и оказывает влияние на систему разработки пласта БВ₈^(1-2) в целом.

Наблюдение за участком осуществляется с 1994 г. Необходимо отметить, что в продукции скв.39018 (рис.1), эксплуатирующей пласт БВ₇ и расположенной наиболее близко к нагнетательному ряду, начиная с ноября 1998 г., появляется пресная вода. Пластовые давления, измеряемые во всех трех скважинах более 7 лет, практически не снижаются и остаются на уровне около 200 атм.

Приведенные факты убедительно свидетельствуют о том, что техногенные залежи могут образовываться не только в газовых, но и в нефтяных месторождениях.

Необходимо отметить, что на сегодня отобрано из пласта БВ₇ около 120 тыс.т нефти, и актуальность проблемы перетекающих запасов, особенно на ранних и поздних стадиях разработки месторождения, когда система разработки еще не сформирована либо уже деформирована, очевидна.

Литература

1. Проект разработки Самотлорского месторождения. //Отчет о научно-исследовательской работе –Т. 1,4.- Тюмень.-1991.
2. Сравнительная физико-химическая характеристика нефтей пластов БВ8 и БВ7 Самотлорского месторождения.// Вестник недропользователя ХМАО. -2001. -№9. -С.76-80.