В связи с ускоренной эксплуатацией высокопродуктивных девонских и каменноугольных терригенных пластов Южно-Татарского свода роль залежей нефти в карбонатных коллекторах возрастает. Среди последних, значительная часть ресурсов нефти связана с отложениями верхнетурнейского подъяруса, которые на многих небольших месторождениях являются базисным объектом разработки. Продуктивные пласты залегают на глубине от 920 до 1370 м.

Сегодня в отложениях верхнетурнейского подъяруса Южно-Татарского свода выявлено около 360 залежей нефти 29 месторождений (в пределах Татарии), приуроченных большей частью к небольшим брахиантиклинальным поднятиям. По нашим оценкам, 75 % залежей имеют площадь менее 5 км² и только некоторые из них достигают 76–342 км² (Ромашкинское и Бавлинское месторождения). Высота залежей изменяется в пределах от 8 до 90 м с наиболее вероятным значением 20–35 м.

С востока (юго-восточный склон свода) на запад, в направлении к Мелекесской впадине, отмечается определенная закономерность в изменении свойств пластовой нефти: вязкость ее увеличивается с 12 до 100 мПа*с и более, плотность – с 843 до 902 кг/м³, газосодержание и давление насыщения нефти газом уменьшаются соответственно с 25,5 до 7,2 м³/т и с 7,4 до 2,4 МПа. По содержанию серы (2,8– 4,6%), смол (2,5–19,6%) и парафина (2,2– 4,8 %) нефти относятся к типу высокосернистых, смолистых и парафиновых.

Нефтевмещающие отложения представлены преимущественно известняками, редко доломитовыми известняками. Породы-коллекторы верхнетурнейских отложений относятся в основном к поровому типу: лишь в 8–15 % образцов встречены короткие (10–30 мм) субвертикальные и горизонтальные микротрещины с величиной раскрытия 5–20 мкм. Густота трещин, как правило, не более 100 1/м, а трещинная проницаемость даже в поверхностных условиях редко превышает 0,03–0,10 мкм² (Е. А. Козина, 1978 г.).

Разнообразное сочетание в разрезе пород разных структурно-генетических типов, обладающих коллекторскими свойствами (известняки комковатые, сгустково-детритовые и др.), обусловило ясно выраженное слоистое строение верхнетурнейской толщи. Лучшие коллекторские свойства имеют комковатые известняки: пористость их составляет 8– 21,8 %, проницаемость 0,010–0,431 мкм²; от их содержания во многом зависит проницаемость пластов (Е. А. Козина, 1978 г). Число эффективных слоев в продуктивной части разрезов скважин колеблется от 1 до 18 и составляет в среднем 3–6. Группирование слоев в пласты в карбонатных толщах осуществимо с помощью построения геолого-статистических разрезов (ГСР) [3].

Сопоставление ГСР по месторождениям показало, что на западном склоне свода верхнетурнейская часть разреза не имеет коррелятивов. На вершине свода (Ромашкинское месторождение) единый пласт Скз+чп-1 расчленяется на пласты Скз-2, Скз-1 и (условно) Счп-3-1. В то же время на северных площадях Ромашкинского месторождения (Чишминская, Ташлиярская, Сармановская), а также на месторождениях северного (Бастрыкское, Кадыровское) и юго-восточного (Бавлинское) склонов породы нижней части верхнетурнейского разреза, соответствующей по объему черепетскому горизонту, из-за значительной глинистой примеси и структурных особенностей практически не содержат коллекторов и являются надежным флюидоупором.

В результате изучения распределения коллекторов в верхнетурнейской продуктивной толще существенно изменились представления о строении залежей. Нами установлено, что пластовый сводовый тип характерен для значительной части рассматриваемых залежей, которые прежде относились к массивному типу. На высокоамплитудных структурах западного склона Южно-Татарского свода (Беркет-Ключевское, Ивашкино-Малосульчинское, Ямашинское и другие месторождения), где нефтеносны и нижнетурнейские (упинско-малевские) отложения, залежи отнесены к массивно-пластовому типу. Природный режим залежей нефти упругий и упруговодонапорный. По данным ТатНИПИнефти конечный коэффициент нефтеизвлечения при разработке их на естественном режиме с плотностью сетки скважин, принятой для терригенных пластов (0,16 км²/скв. и более), не превысит 0,10–0,12.

На 12 участках верхнетурнейских залежей шести месторождений объединение Татнефть проводит опытно-промышленные работы (ОПР) по созданию эффективных технологий выработки запасов высоковязкой нефти. На некоторых участках работы ведутся на протяжении более пяти лет (таблица).

На участке Сиреневского месторождения опытную закачку сточных вод в среднепроницаемые пласты проводят в скв. 1480 с октября 1981 г. Участок разбурен по квадратной сетке 400x400 м. Число добывающих скважин 9. Предварительные результаты экспериментов на двух участках (данном и Беркет-Ключевском) рассматривались ранее [5], но в последние годы получены дополнительные данные по ОПР.

К началу заводнения с опытного участка Сиреневского месторождения было отобрано 27 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Из-за относительно высоких значений удельных извлекаемых запасов нефти на скважину (см. таблицу) и малого числа скважин с обработкой призабойной зоны (ОПЗ) максимальные темпы добычи нефти не превысили 5,6 %. Организация заводнения в сочетании с ОПЗ шести скважин привела к росту пластового давления Рпл, дебитов скважин по нефти, темп добычи ее увеличился в 1,5 раза (рис. 1, а). Соотношение закачки к отбору жидкости колебалось от 61 до 313 %, при этом появления закачиваемой воды в относительно высокопроницаемых (0,1 мкм²) пластах добывающих скважин не отмечено. Очевидно, закачиваемая вода по трещинам уходит под залежь в водоносную часть пласта и вытесняет нефть с ее подошвы. Об этом свидетельствуют как уменьшение доли воды в добываемой продукции, так и отсутствие влияния на приемистость нагнетательной скважины закачки в нее серной кислоты (870 т в мае 1983 г. и 810 т в мае 1987 г.). Как известно, один объем серной кислоты, взаимодействуя с одним объемом карбоната кальция (известняка), дает два объема малорастворимого в воде сульфата кальция (гипса), забивающего высокопроницаемые слои, и, по мнению авторов технологии из ТатНИПИнефти, выравнивает тем самым профиль приемистости [2].

После отбора 2/5 НИЗ темп разработки начал вновь снижаться и в 1989 г. составил уже 2,2 %, а обводненность – 48 % при текущем коэффициенте нефтеизвлечения 0,11 (отобрано 55 % извлекаемых запасов). Таким образом, основной период разработки опытного участка Сиреневского месторождения с относительно редкой сеткой скважин (более 0,16 км²/скв) завершается при извлечении менее 60 % НИЗ.

Положительный эффект от закачки воды отмечен и в условиях низкопроницаемых(0,015– 0,025 мкм²) коллекторов Бавлинского месторождения. Так, разработку одного участка верхнетурнейской залежи программой ОПР предусмотрено вести при закачке воды и с созданием на забоях скважин искусственных каверн-накопителей нефти по методу К. Б. Аширова путем многократных (3–6 раз) солянокислотных ванн. Участок – пятиточечный элемент, разбуренный по сетке 400x400 м–введен в разработку в апреле 1985 г.

До этого с 1982 г. на участке эксплуатировалась одна скважина, из которой к началу ОПР было добыто 4,5 тыс. т нефти и 0,4 тыс. т воды. Закачка воды осуществлялась через скв. 897 практически с середины 1986 г. Организация заводнения позволила уже через два месяца поднять добычу нефти в среднем с 4,1 до 7,4 т/сут на скважину. Реагирует на закачку воды Рпл: прекращение ее зимой 1986–1987 гг. из-за замерзания водовода обусловило снижение Рпл с 9 до 6,5 МПа и добычи нефти (рис. 2, а). Пуск нагнетательной скв. 897 в феврале 1987 г. вновь привел к росту показателей разработки. В то же время геофизические исследования в ней выявили циркуляцию закачиваемой воды под интервалом перфорации. Проведенные в октябре-ноябре 1987 г. изоляционные работы оказались безрезультатными. Поэтому разработка участка ведется со значительным (в 2– 5 раз) превышением объема закачки воды над отбором жидкости. Уход большей части закачиваемой воды под залежь по вертикальным трещинам подтверждается выполненными в ТатНИПИнефти (Р.Н. Дияшев и др., 1987 г.) гидродинамическими исследованиями скв. 897. Так, при росте забойного давления в диапазоне с 17,1 до 18,3 МПа расход воды возрастает с 540 до 1900 м³/сут, а проницаемость пласта с 0,065 до 0,193 мкм².

Максимальная добыча нефти с участка зафиксирована в 1988 г.– 10,6 % от НИЗ (к этому времени отобрано 34 % запасов). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,09 при весьма низкой обводненности. Такие показатели разработки опытного участка Бавлинского месторождения объясняются, по нашему мнению, выдержанностью проницаемых слоев – доля коллекторов Дк составляет 0,82 (см. таблицу),– поскольку известна зависимость коэффициента воздействия от нефтенасыщенной толщины (И. Н. Шустеф, 1988 г.) и от Дк. Подобное строение кизеловского горизонта характерно и для некоторых площадей Ромашкинского месторождения. В то же время построение графиков распределения линзовидных слоев коллекторов Шегурчинского месторождения (западный склон, Дк=0,6) по размерам показало, что 40 % из них имеют протяженность менее 300 м (Р. 3. Мухаметшин, 1989 г.).

Разработку второго участка Бавлинского месторождения, также представляющего собой пятиточечный элемент, было предусмотрено вести на естественном режиме с плотной сеткой скважин (200x200 м) и с созданием на их забоях искусственных каверн-накопителей нефти. Эксплуатация участка отмечалась закономерным падением Рпл с 8 до 4,1 МПа, а вместе с ним и средних дебитов скважин по нефти (см. рис. 2, б). В начале 1986 г. ОПЗ добывающих скважин позволила лишь временно стабилизировать показатели разработки, поэтому в августе 1988 г. освоили под закачку попеременно пресной и сточной воды добывающую скв. 859, которую обработали большим объемом (500 т) соляной кислоты. На закачку воды все добывающие скважины отреагировали повышением дебитов, Рпл достигло через год 9,3 МПа. Обводненность продукции удерживалась при этом на уровне 8–10 %, текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,12.

Иной характер влияния внутриконтурного заводнения низкопроницаемых коллекторов на показатели разработки выявлен на Беркет-Ключевском месторождении. Редкая сетка скважин на залежи (0,42 км²/скв.) обусловила низкий темп добычи нефти (см. рис. 1, б, таблицу). Закачка воды на разных режимах выявила как тесную связь обводнения добывающих скважин (346, 1987) с нагнетательной [5], так и отсутствие таковой (скв. 1442). Линейная направленность движения закачиваемой воды в карбонатных коллекторах объясняется ориентировкой естественных трещин (И. Н. Шустеф, В. Д. Викторин, 1973 г.). Гидродинамические исследования межскважинного пространства методом фильтрационных волн давления в НГДУ Ямашнефть показали аномальные значения гидро- и пьезопроводности – соответственно 14,8 мкм2*м/(мПа*с) и 0,60 м²/с, превышающие на 1–2 порядка обычные для рассматриваемых пластов значения. Раскрытию естественных субвертикальных трещин, очевидно, способствовали режим закачки (давление на устье 10 МПа), при котором давление в призабойной зоне нагнетательной скважины составляло 0,7–0,8 от горного, соляно- и сернокислотные ОПЗ. Повышенная трещиноватость этого участка залежи подтверждается и проводкой стволов скважин (1440, 1442 и 1986), в которых при вскрытии верхнетурнейских отложений наблюдался полный уход бурового раствора. Расчеты показывают, что поглощение промывочной жидкости плотностью 1,18 г/см³ в скв. 1442 произошло при давлении на забое 13,6 МПа, или 0,48 от горного. Это явление обусловлено тем, что под забоем скважины образуется неглубокая область разгрузки пород [I].

На участке Беркет-Ключевского месторождения (скв. 1440) проявились два направления развития трещин (рис. 3, а). Подобный характер взаимодействия скважин отмечался и на Ромашкинском месторождении (см. рис. 3, б). Исследования скв. 15250 на установившихся режимах показали аномально высокий коэффициент приемистости – 444 м³/сут·МПа (Н. Г. Зайнуллин и др., 1981 г.). В окружающих скважинах 136, 137 и 138 вскоре было зарегистрировано повышение Рпл на 0,6– 1 МПа, а по скв. 139 на 3 МПа.

Ориентировки трещин большей частью совпадают с направлениями систем планетарной трещиноватости (по данным исследований С. С. Шульца, Г. В. Чарушина, Г. Н. Каттерфельда). На это указывают также выявленные на построенных по известной методике Н. И. Шацова диаграммах-розах направления трещин для западного склона свода (см. рис. 3, в). Однако, как показывают исследования, в том числе индикаторными методами (закачкой аммиачной селитры), интенсивность каждой из этих систем бывает различной (см. рис. 3,а–г). Кроме того, в ходе исследований встречены направления развития трещин, не объяснимые планетарной трещиноватостью. Подобные аномальные явления могут быть обусловлены развитием в толще пород особой, или специальной, трещиноватости. В. В. Белоусов (1952 г.) считает, что последняя в отличие от повсеместно развитой планетарной трещиноватости имеет тесную связь с тем или иным разрывным смещением.

Разрывные нарушения могут приводить к образованию в непосредственной близости от себя сопутствующих трещин, так называемых оперяющих трещин скола и отрыва, отражающих процессы деформации (Т. В. Дорофеева, 1986 г.). Учитывая сильную тектоническую нарушенность и мобильность кристаллического фундамента Южно-Татарского свода, о чем, в частности, свидетельствуют обширные зоны сильнотрещиноватых пород, можно предположить, что локальные зоны повышенной трещиноватости, сопутствующие разрывным смещениям древних образований, довольно широко распространены в осадочном чехле. Примером может служить участок заводнения Беркет-Ключевского месторождения, где над выявленным сейсморазведкой разрывным нарушением одна из систем трещин имеет промежуточное между орто- и диагональной системами простирание – СЗ–330° (см. рис. 3,а). Недоучет направлений трещин привел к тому, что за 17 лет эксплуатации залежи отобрано 16 % НИЗ, текущий коэффициент нефтеизвлечения составил всего 0,03 при обводненности 77 %.

На Ямашинском месторождении в начале 1987 г. были переведены под закачку воды скважины 2542 и 2543. Перед пуском под нагнетание в них закачали 1026 и 297 т АСК соответственно. Через две недели в добывающей скв. 1331 д, в которой так же, как в скв. 2542 перфорированы верхнетурнейские пласты (см. рис. 3, д), обнаружена серная кислота. В свою очередь от скв. 2543 с перфорированным нижнетурнейским пластом резко обводнилась (с 24 до 99 %) скв. 2540. При этом обводненность других окружающих скважин оставалась на прежнем уровне. Примечательно, что скв. 2543 с марта 1988 г. вновь переведена в добывающие с дебитом нефти 2,2 т/сут, который к концу года возрос до 8 т/сут, а обводненность уменьшилась с 66 до 24 %.

На опытном участке Тавельского месторождения, разбуренном по треугольной сетке 115Х115 м, после освоения под закачку четырех скважин в них произвели в 1988 г. инъекции АСК в верхне-(скважины 6453, 6466, 6472) и нижнетурнейские (скв. 6462) пласты. В этом же году в пробах из скважин 6454, 6461, 6476, в которых произошел прорыв закачиваемой воды, обнаружена серная кислота. С целью уточнения источника обводнения в июне 1988 г. в скв. 6462 закачали тритий. Исследования выявили индикатор в скв. 6454 и 6461, эксплуатирующих верхнетурнейские пласты (см. рис. 3, е). Следовательно, закачка больших объемов АСК вызывает раскрытие вертикальных трещин, в том числе и пересекающих плотные разделы между пластами. Трещиноватость карбонатных пластов обусловливает необходимость отказа от использования АСК при освоении и эксплуатации нагнетательных скважин ввиду высокой плотности этого реагента (1,66 г/см³ при 20 °С).

На Ерсубайкинском месторождении проводят ОПР при эксплуатации залежей верхнетурнейского подъяруса на естественном режиме при плотной сетке скважин. В пределах опытного участка пробурена 21 скважина по треугольной сетке 200x200 м. С целью интенсификации добычи нефти на забоях скважин созданы искусственные каверны-накопители нефти. Последовательное проведение ОПЗ на скважинах участка позволило на протяжении пяти лет удерживать Рпл на уровне 7– 8 МПа, а средние дебиты скважин в пределах 3,6–5,7 т/сут. Темпы отбора нефти с участка в течение пяти лет составляли 5,8–6,5 %, после отбора 39 % НИЗ снизились до 4,1 %, Рпл упало до 5,3 МПа, в том числе по семи скважинам ниже 3 МПа. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи составил 0,1 при низкой обводненности (12 %). Результаты этого эксперимента позволяют сделать вывод о том, что уплотнение сетки скважин до 0,04 км² в условиях высокой неоднородности карбонатных пластов и при достаточных удельных запасах (см. таблицу) не приводит к ощутимой интерференции скважин. Поэтому небольшие по размерам залежи (площадью до 0,5–2 км²), как показывают наши исследования, можно успешно разрабатывать на естественном упруговодонапорном режиме.

В связи с тем, что на многих относительно крупных залежах вершины свода и его юго-восточного склона из-за их малой высоты значительная часть слоев-коллекторов залегает вблизи ВНК, весьма важной является проблема вторичного вскрытия пластов. Для выработки запасов нефти в таких условиях в ТатНИПИнефти разработано оборудование для разобщения и вскрытия пластов без перфораторов [4]. Сопоставление динамики обводнения по группам скважин с обычной (применение кумулятивных перфораторов) и предложенной технологиями на залежи 221 Ромашкинского месторождения показало высокую эффективность последней. Несмотря на то, что по второй группе из десяти скважин кислоторастворимые магниевые заглушки были установлены от ВНК на расстоянии в среднем в 3 раза меньшем, чем нижние перфорационные отверстия скважин первой группы (соответственно 7,7 и 2,6 м), все они дали безводную нефть. По контрольной группе пять скважин из десяти вступили в эксплуатацию с обводненностью от 49 до 94 %. Через год число обводнившихся скважин достигло десяти, или 100 %, против 40 % по второй группе при соответствующей обводненности 60 и 21 %. Через 42 месяца водо-нефтяной фактор по контрольной группе скважин составил 9,7, тогда как по скважинам с бесперфораторным вскрытием – 0,62. Текущий дебит нефти по этим скважинам оказался в среднем выше в 11 раз, а обводненность ниже в 2,3 раза.

1. Апробированными методами повышения нефтеотдачи (до 0,25 и более) на залежах высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах Южно-Татарского свода являются: использование гидродинамических методов воздействия; уплотнение сетки скважин до 0,04–0,09 км²/скв.; создание на забоях скважин искусственных каверн-накопителей нефти.

2. Ориентировки выявленных в процессе, освоения залежей трещин в карбонатных продуктивных отложениях в целом близки к направлениям планетарной трещиноватости. Поскольку интенсивность каждой из этих систем трещин, а также трещин аномальных (с точки зрения ориентировки) может быть на конкретных участках различной, при проектировании разработки месторождений необходимо проведение специальных работ по прогнозированию и выявлению зон повышенной трещиноватости, например комплекса дистанционных и наземных геофизических работ (А. В. Петухов, 1989 г.).

3. Применение сернокислотных инъекций в нагнетательных скважинах в сочетании с закачкой больших объемов соляной кислоты приводит к нарушению сплошности пористой среды, т. е. к гидроразрыву карбонатных пластов.

4. Вскрытие продуктивных карбонатных пластов (в особенности на малоамплитудных поднятиях) целесообразно проводить по бесперфорационной технологии.

1. Викторин В. Д.. Лыков Н. А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам – М: Недра,– 1980.
2. Муслимов Р. X., Абдулмазитов Р. Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии.– Казань: Татарское книжное издательство– 1989.
3. Мухаметшин Р. 3. Применение статистических методов для оптимального расчленения и корреляции карбонатных толщ // Нефтегаз. геол. и геофиз.– 1982.– № 6.– С. 25–27.
4. Результаты внедрения комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов / Б. С. Лобанов, Р. X. Муслимов, Р. Г. Габдуллин, С. К. Чепик // Нефтяное хозяйство.– 1986.– № 1.– С. 10–15.
5. Создание эффективных систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах / Р. 3. Мухаметшин, Г. ф. Кандаурова, О. П. Мигович и др. // Нефтяное хозяйство.– 1987– № 1– С. 37–42.

The results of geological and field studies of the Upper Tournaisian productive strata are generalized and the main factors determining the selection of oil field development systems are defined. Under natural formation conditions, reservoir rocks can be related mostly to pore type and in case of the artificia! stimulation, rock fracturing may be revealed. The sulfuric acid injections used for the equalization of the injectivity profile leads to the discontinuity of carbonate reservoirs. Pilot tests have shown that the separation of the Upper Tournaisian substage oil deposits as an independent formation, the use of the hydrodynamic stimulation methods by infill drilling up to 0.04–0.09 km² and the formation of oil-accumulating caverns using multiple acid baths are the procedures for the enhanced recovery of viscous and high-viscosity oils in carbonate rocks.

1 – число обработок призабойной зоны 2 – пластовой давление; 3 – темп отбора нефти; 4 – обводненность 5 – средний дебит нефти на скважину; 6 – объем закачиваемой воды

1 – число обработок призабойной зоны; 2 – пластовое давление;3 – забойное давление; 4 – средний дебит жидкости на скважину;5 – средний дебит нефти на скважину; 6 – объем закачиваемой воды; 7 – обводненность

Месторождения: а – Беркет-Ключевское, б – Ромашкинское, в – Тавель-Ямашинской и Сиреневской групп, г – Сиреневское, д – Ямашинское, е – Тавельское

* По данным ЦНИПРа НГДУ Ямашнефть (Р. Г. Фархуллин, 1983– 1985 гг.).

** Усредненные показатели по группе месторождений.