| К оглавлению журнала | |
|
УДК 553.982:550.812.14(470.51) |
© Коллектив авторов, 1990 |
К методике доразведки месторождений нефти в каменноугольных отложениях Удмуртской АССР
Е.П. ГОРШУНОВ, Н.Г. АБДУЛЛИН,
Р.С. ШАЙХУТДИНОВ, К.Н. ДОРОНКИН(ТатНИПИнефть)В настоящее время основная часть разрабатываемых и подготовленных к разработке месторождений Удмуртии приурочена к Камско-Кинельской системе прогибов (ККСП), причем подавляющее большинство залежей нефти связано с карбонатными (78,5 %) и меньше с терригенными (21,5 %) породами.
По типу резервуара почти все установленные залежи относятся к пластовым сводовым и массивным, небольшое их число – к литологически ограниченным.
В стратиграфическом отношении 70,2 % запасов нефти приурочено к среднекаменноугольным, 28,3 % – к нижнекаменноугольным и 1,5 % – к девонским породам. В среднекаменноугольной толще залежи связаны с каширско-подольскими, верейскими и башкирскими образованиями; в нижнекаменноугольной – с яснополянскими и турнейскими осадками; в девонской – с кыновско-пашийскими терригенными породами.
С точки зрения увеличения ресурсов нефти на исследуемой территории терригенные отложения девона не представляют практического интереса. Наиболее перспективны терригенные и карбонатные отложения нижнего и среднего карбона.
Однако сегодня в разработку нередко вводятся недостаточно изученные месторождения нефти. Это чаще всего связано с недоизученностью площади сейсморазведкой и структурным бурением до начала проведения поисково-разведочных работ, а иногда и необоснованным проектированием местоположений скважин на структурах. Разведочные скважины часто бурятся на самых приподнятых участках структур и попадают в сводовые части осложняющих структуру куполов, а промежуточные участки между ними остаются не изученными и нередко оказываются водоносными. При геологических построениях используются лишь материалы бурения указанных скважин, что приводит к составлению искаженных структурных карт.
В процессе глубокого бурения и более детального изучения разрабатываемых месторождений выясняется, что структурные планы и геологическое строение продуктивных пластов намного сложнее, чем это представляется обычно на период подсчета запасов нефти.
В дальнейшем на фоне единой структуры, как правило, выделяется значительное число отдельных разрозненных куполов. Продуктивные пласты, залегающие в пределах поднятия, в одних случаях полностью нефтенасыщены во всех куполах и седловинах, в других – лишь в сводовых частях складок.
На разрабатываемых месторождениях чаще всего нефтеносными на всей площади структуры являются продуктивные пласты верейского и башкирского возрастов, что связано с незначительной высотой куполов, осложняющих поднятия, а также со сравнительно большой высотой залежей.
В яснополянских и турнейских породах залежи большей частью приурочены к отдельным куполам и изолированы друг от друга водоносными зонами. Это связано, во-первых, со значительной амплитудой выявленных на структуре куполов, во-вторых, высота залежей обычно в указанных отложениях значительно меньше, чем в вышезалегающих нефтегазоносных комплексах.
Нами рассмотрены вопросы уточнения геологического строения, нефтеносности разрабатываемых месторождений и прилегающих к ним площадей Удмуртской АССР и повышения эффективности доразведочных работ.
На опыте наиболее характерных и изученных месторождений – Черновского и Гремихинского – даны методические рекомендации по доразведке месторождений ККСП.
На период подсчета запасов нефти в 1974 г. по данным бурения структурных и глубоких скважин по кровле сакмарского яруса на Черновской площади была построена структурная карта. За 1974– 1979 гг. в этом районе пробурено еще 30 структурных скважин и проведена переинтерпретация сейсмических данных. На основе полученных материалов была составлена уточненная структурная карта. Сравнение последней (на 01.01.1983 г.) и ранее
построенной (на 01.01.1974 г.) показывает, что они существенно различаются. На уточненной карте структура более расчлененная, в её пределах выделены отдельные купола с амплитудой от нескольких до 18м. Известно, что в этом регионе структурные планы нижнепермских отложений имеют соответствие с нижележащими, что подтверждено данными бурения глубоких скважин и на Черновской площади.Сопоставление структурных планов по яснополянским отложениям, построенных методом схождения с учетом данных бурения глубоких скважин показало, что на период подсчета запасов (01.01.1974 г.) на Черновской площади выделялась одна единая структура, вытянутая в широтном направлении. На 01.01.1983 г. в пределах структуры установлено четыре отдельных купола, разделенных между собой ложбинами различной амплитуды (
рис. 1). Наличие трех из них (Черновского, Южно-Лиственского и Вишурского) доказано бурением, залежи нефти выявлены в нижне- и среднекаменноугольных отложениях.Комплексное изучение данных бурения и испытания разведочных и эксплуатационных скважин на Гремихинском месторождении также позволило изменить представление о его тектоническом строении и распределении скоплений нефти в продуктивных пластах нижнего карбона.
Ранее (на 01.01.1968 г.) Гремихинская структура представлялась по нижне- и среднекаменноугольным отложениям единым поднятием северо-западного простирания с очень крутыми склонами. Дополнительные данные глубокого бурения и переинтерпретации сейсморазведочных материалов позволили выделить в пределах
изученной приподнятой части поднятия четыре купола (на 01.01.1986 г.); амплитуда их составляет 10–20 м.Яснополянские породы вскрыты небольшим числом скважин. На основе комплексного изучения фактических материалов по тульским отложениям также были зафиксированы четыре купола, но с более крутыми склонами (
рис. 2). Ловушки, приуроченные к пластам В-II и B-III в пределах куполов и разделяющих их седловин, заполнены нефтью до единого для всей структуры ВНК; этаж их нефтеносности составляет 60–70 м. Высота залежей в пластах яснополянского надгоризонта не превышает 12–15 м, а амплитуда куполов достигает 20 м и более. В связи с этим к продуктивным пластам в пределах куполов приурочены отдельные изолированные залежи со своими ВНК.Из сказанного следует, что сводная часть Гремихинского поднятия – не единое валоподобное поднятие, а складка, осложненная четырьмя куполами; залежи в яснополянских отложениях не имеют сплошного развития, а приурочены к отдельным куполам и разделяются между собой водоносными зонами; при проектировании разработки этих залежей необходимо учитывать наличие межкупольных водоносных зон.
На Киенгопском месторождении после подсчета запасов нефти в процессе экспуатационного и разведочного бурения в турнейских отложениях было выявлено шесть самостоятельных залежей, приуроченных к отдельным куполам.
Подобное явление отмечается и по другим разрабатываемым месторождениям Удмуртской АССР – Лиственскому, Бегешкинскому, Мишкинскому, Ельниковскому. В большинстве случаев аналогичные структуры установлены не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих к ним площадях.
Выводы
1. По каменноугольным отложениям выделяемые на первом этапе изученности единые поднятия впоследствии оказываются осложненными множеством куполов, нередко с приуроченными к ним самостоятельными залежами нефти.
2. Учитывая соответствие структурных планов и увеличение с глубиной крутизны склонов поднятий можно ожидать, что в нижних горизонтах купола сохраняются и при благоприятных геологических условиях к ним могут быть приурочены значительные скопления нефти. Можно ожидать существования подобных куполов также за пределами открытых месторождений на прилегающих к ним площадях.
3. Для определения наиболее перспективных участков при постановке доразведочных работ на месторождениях и примыкающих к ним районах предварительно необходимо:
а) провести детальный анализ и переинтерпретацию материала сейсморазведки, структурного, разведочного, эксплуатационного бурения и данных промыслово-геофизических исследований;
б) построить методом схождения структурные карты с целью установления куполов, осложняющих рассматриваемые структуры;
в) учитывая характерные размеры куполов (1,5x2 км) выполнить детализацию методами сейсморазведки и структурного бурения.
4. Для доразведки месторождений первые глубокие разведочные скважины следует закладывать в сводовых частях куполов, последующие в зависимости от результатов бурения первых. При эксплуатационном бурении можно учитывать существование куполов и, в первую очередь, необходимо бурить скважины в их сводах, а последующие в зависимости от результатов первых. Кроме того, при необходимости следует предусматривать углубление эксплуатационных скважин.
5. Предлагаемая методика позволяет: а) выявлять малоамплитудные структуры в пределах разрабатываемых месторождений, уточнять их геологическое строение, намечать бурение первоочередных разведочных и эксплуатационных скважин и устанавливать перспективные на нефть участки на прилегающих к месторождению площадях; б) сократить число неудачных эксплуатационных скважин.
Single structures recognized at an early stage of exploration appear to have been complicated subsequently by many domes with independent oil pools confined to them. The steepness of the domes increases with depth. Recommendations were made for the evaluation of the most prospective zones and for methods used in carrying out supplementary exploration of the Carboniferous.
Рис. 1. Структурная карта тульского горизонта пласта Тл-1
-II Черновского месторождения:
1
– на период подсчета запасов (01.01 1974 г.), 2 – после подсчета запасов (01.01.1983 г ); изогипсы кровли пласта Тл-I-II; 3 – на период подсчета запасов (01.01.1974 г.), 4 – после подсчета запасов (01.01.1983 г.), 5 – разведочные скважины; купола: I – Черновский, II – Южно-Лиственский, III – ВишурскийРис. 2. Структурная карта по кровле тульского горизонта Гремихинского месторождения:
Контуры залежей на 01
.01.1986 г по пластам: 1 – В-II, 2 – В-III и по пласту Тл-I, 3 – на 01.01.1968 г, 4 – на 01.01.1986 г, 5 – пробуренные скважины