Борыгина Н.А. (Геолого-тематическая экспедиция ТПП Урайнефтегаз)

В рамках 10-летнего юбилея НК “ЛУКОЙЛ” проходила научно-техническая конференция, на которой были представлены доклады молодых ученых и специалистов. Одну из интересных работы мы предлагаем вниманию читателей.

Введение

Шаимский нефтегазоносный район является старейшим нефтяным районом Западной Сибири. Наиболее крупные месторождения нефти уже открыты, интенсивно эксплуатируются и заметно истощаются. В связи с этим встаёт вопрос поиска залежей углеводородов в ловушках сложного типа и разработки залежей нефти в горизонтах складчатого фундамента.

В пределах Шаимского нефтегазоносного района известно большое количество нефтепроявлений и небольших залежей в кровельной части доюрского комплекса (Толумское, Мортымья-Тетеревское, Даниловское, Северо-Даниловское, Потанайское и другие месторождения)

Механизм миграции углеводородов

Состав нефтей, полученных из юрских отложений и из пород фундамента, свидетельствует об их едином происхождении. Механизм миграции углеводородов из юрских отложений в нижележащие породы доюрского комплекса основывается на представлении о блоковом строении пород фундамента и осадочного чехла.

Западно-Сибирская плита в эпоху своего геосинклинального развития подверглась активному тектоно-магматическому воздействию, сформировав-шему блоковое строение фундамента. На последующих этапах тектонической деятельности динамика блоков привела к появлению большого количества разрывных нарушений в мезозойском осадочном комплексе, которые выделяются по дистанционным и сейсмическим материалам.

Основные пути фильтрации в коллекторах доюрского комплекса-трещины, обеспечивающие подток нефти к стволу скважины и определяющие ее продуктивность. Основной же объем извлекаемой нефти сосредоточен в кавернах и полостях выщелачивания. Возможна также подпитка нефти за счет микро- и макротрещин из редких прослоев и линз межзерновых коллекторов.

Типы залежей углеводородов в породах фундамента определяются теми же факторами, что и в отложениях платформенного чехла (литологическим, тектоническим), но несомненно более сложно выраженные в силу сложного геологического строения фундамента.

Фундамент

На Мортымья-Тетеревском месторождении породы фундамента, в основном, представлены метаморфизован-ными породами: глинистыми, хлорит-карбонатными, кварц-серицитовыми сланцами. По просмотренному описанию керна в сланцах, в результате тектонического воздействия, наблюдаются разноориентированные трещины и сланцеватость под углом 40-60° к оси керна. Сланцы во многих местах прорваны более молодыми интрузиями кислого состава.

В северной части месторождения вскрыты плотные магматические породы: граниты, гранодиориты.

Кровельная часть фундамента повсеместно имеет следы выветривания: трещиноватость, кавернозность.

В пониженных зонах разломов отмечаются слои обломочных пород: конгломерато-брекчий и галечников.

Анализ перспектив нефтеносности коры выветривания

Целью данной работы являлось уточнение геологического строения разрабатываемого месторождения и оценка нефтеотдачи объектов залежи с различными коллекторскими свойствами, какими являются терригенные пласты и проницаемые интервалы коры выветривания.

Выполненные комплексные исследования позволяют выделить несколько высокоперспективных участков в пределах Мортымья-Тетеревского месторождения. Это не касается прослоев терригенных пород.

Высокоперспективные земли — это те площади, на которых получены притоки углеводородов из ДК, сложенного соответствующими литотипами (порфиры кислого и среднего состава, а также кремнистые или метаморфизованные сланцы с прослоями метапесчаников), залегающими не ниже абсолютной отметки ВНК, перекрывающего ДК юрского продуктивного горизонта.

В ходе работы был рассмотрен геофизический материал более чем по 100 скважинам, а также промыслово-геофизический исследования по контролю за разработкой по 50 скважинам.

Было выделено 10 перспективных участков по коре выветривания в нефтенасыщенной зоне и просчитаны по ним запасы, на карте они обозначены розовым цветом. Желтым цветом обозначены залежи по коре выветривания, утвержденные в 1993году на ЦКЗ.

Результаты расчетов приведены в таблице 1.

Таблица 1.

По расчетам автора запасы по коре выветривания составили 1356 тыс.т

А по переоценке запасов в1993 году балансовые запасы составили 970 тыс.т.

При авторской оценке запасов параметры: пористость, нефтенасыщенность, плотность нефти и пересчетный коэффициент остались прежними. Изменились лишь площадь и средневзвешенная мощность по залежи. Что повлекло за собой изменение объема.

На диаграмме (рис.1) представлено сравнение подсчетных параметров и извлекаемых запасов нефти между утвержденными в 1993 году и оцененными в данной работе.

Рис. 1.

Мортымья-Тетеревское месторождение разрабатывается с 1966 года, находится на поздней стадии разработки.

Продуктивность пород коры выветривания подтверждена результатами освоения и материалами ПГИ.

В скважинах №1486 и №1489, где перфорирована только кора, получены притоки нефти, накопленная добыча составила:

по скв.№1486 – 18303 тонн нефти, обводненность 99,6% (сейчас находится в пьезометре);

по скв.№ 1489 – 8363 тонн нефти, обводненность 77,3% (в консервации).

Промыслово-геофизические исследования по определению работающих мощностей на начальном этапе разработки показывали наличие притоков из интервалов, которые не принадлежат пласту “П”, это проницаемые интервалы тюменской свиты и коры выветривания.

Примеры промыслово-геофизических исследований по КВ встречаются редко.

В скважине №780 определено наличие притока, а в скважине №695 наблюдается поглощение воды породами коры выветривания.

Со временем на месторождении наблюдается более быстрая выработка и обводнение пласта «П». При этом, как правило, притоки из отложений с более низкими коллекторскими свойствами не отмечаются, т.е. запасы нефти извлекаются слабо или остаются неохваченными разработкой.

На заключительном этапе работы даются рекомендации.

Рекомендации:

1. Опробовать кору выветривания на нефть в следующих скважинах:

№ 435 интервал 1569-1580 м, РИР подошвы пласта П

№ 1309 интервал 581,6-1592 м

№ 7020 интервал 1596-1604 м

№ 7021 интервал 1740-1748 м

Необходимо провести в этих скважинах промыс-лово-геофизические исследования.

2. Провести ГРП в следующих скважинах:

№ 1431

№ 1474

ГРП целесообразно проводить в плотных низко-проницаемых коллекторах, с мощностью пласта более 5 м и малой обводненностью – 30%.

В таблице 2 приводится прогноз ГРП.

Таблица 2.

Ожидаемый дебит по скважине № 1431 – 20 т/сут, по скв №1474 –12 т/сут.

Дополнительная добыча нефти скв.№1431 – 15 тыс.т, скв.№1474 — 9 тыс.т.

Оценка экономической эффективности применения метода ГРП приведена в таблице 3.

Таблица 3.

Экономическая эффективность

Таким образом экономический эффект составит 12957,6 тыс.руб.

Заключение

Освоение такого сложного объекта как доюрский комплекс потребует решения непростых задач и новых подходов как при разработке месторождений и бурении скважин, так в геологической и геофизической службе.

Проблема поиска углеводородов в глубоких горизонтах, на фоне истощения запасов эксплуатируемых месторождений, очень актуальна для многих нефтяных районов, где месторождение находится на последних стадиях выработки.

Экономический эффект этого проекта очевиден. Помимо покупки участков земель нераспределённого фонда есть возможность обнаружения залежей углеводородов и их разработка на территориях с уже развитой нефтедобывающей инфраструктурой.

Литература

1. Журавлев Е.Г. Кора выветривания фундамента и ее влияние на формирование нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири.- Москва. — «Недра», 1976
2. Бочкарёв В.С. Тектонические условия замыкания геосинклиналей и ранние этапы развития молодых платформ. Москва.- «Недра», 1973.
3. Лазько Е.М. Региональная геология СССР. Москва.- «Недра», 1975.
4. Зубков М.Ю. Отчет «Оценка перспектив нефтеносности пород доюрского комплекса фундамента Шаимского района».- Тюмень, 1990