Файл: Кремс, А. Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа.pdf

бинах от 1106 до 1409 м в сводовой скв. 11. Этаж нефтеносности достигает 302,8 м, эффективная нефтенасыщенная мощность про­ ницаемых известняков и доломитов меняется от ноля на контуре до 115—120 м в центральной части залежи. Водонефтяной контакт

тральной (скв. И) и северной (скв. 1) частях залежи. Притоки нефти при опробовании получены из всех интервалов, в которых породы характеризовались по промыслово-геофизическим данным как коллекторы. В зависимости от эффективной мощности коллек­ торов в опробованных интервалах дебиты нефти составляли до 17—20 т/сут при самопереливе на устье через насоснокомпрессор­

В процессе опытной эксплуатации скв. 3 с применением погру­ женного насоса и станка-качалки получен устойчивый дебит нефти в 34—38 т/сут, причем суммарный отбор нефти составил более

6000 т.

При исследовании скв. 11 дебит нефти составил около 17 т/сут при депрессии на пласт всего 1,5 кгс/см2. Такие высокие для вяз­ кой нефти дебиты получены без солянокислотной обработки кар­ бонатных пластов.

Нефть в пермско-среднекаменноугольной залежи тяжелая, плот­ ностью при 20° С от 0,954 до 0,968 г/см3, высокосмолистая (17— 21%), сернистая (1,89—2,11%), беспарафинистая (0,08—0,6%),

с низким содержанием легких фракций (до 200° С выкипает 5,5— 8 %, до 300° С — 23—26,5 %).

Газонасыщенность нефти меняется от 17,5 м3/т в приконтурной части залежи до 30 м3/т в ее центральной и присводовой частях. Вязкость нефти в пластовых условиях при средней газонасыщенностн 24 м3/т составляет около 300 спз. Давление насыщения нефти газом составляет 71 кгс/см2 и меньше пластового па

52кгс/см2.

Растворенный в нефти газ типичный для тяжелых нефтей и

содержит метана 85,4%, этана 4,6%, пропана и более тяжелых углеводородов 4,0%, азота и редких 4,6%, углекислого газа 1,4%.

Покрышкой для нижнепермско-среднекаменноуголыюй залежи служат верхнепермские терригенные красноцветные отложения, причем нижние пласты верхнепермских песчаников пропитаны за­ густевшей нефтью, сделавшей их практически непроницаемыми. По-видимому, характер нефти нижнепермско-среднекаменноуголь- ной залежи определяется низкими изолирующими свойствами по­ крышки и воздействием на нее гипергенных факторов.

Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов нефти Усинского месторождения определяются возможностью вы­ явления залежей в силурийских отложениях залегающих на глу­ бинах около 5000 м.

251

В о з е й с к о е н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Месторождение расположено непосредственно к северу от Усинского месторождения и приурочено к самому крупному а пре­ делах Колвинского мегавала Возейскому поднятию (рис. 58) ам­ плитудой 400—450 м. По данным сейсморазведки, Возейское под­ нятие имеет северо-западное простирание, широкий и пологий свод, более пологое западное крыло и более крутое восточное, осложненное флексуро-разрывом.

В основании центральной части Возейского поднятия располо­ жен крупный выступ фундамента, вскрытый скв. 51 на глубине 4388 м и представленный кварцевыми порфирами (альбитофирами) верхнерифейско-кембрийского (?) возраста. Над выступом фундамента отсутствует ордовик, а мощность осадочных отложе­ ний силурийского и особенно нижнедевонского возраста значи­ тельно сокращена. Среднедевонские отложения в своде выпа­ дают из разреза и маломощные кыновско-саргаевские глины и мергели в скв. 51 и 52 непосредственно залегают на сохранив­ шихся от предкыновского размыва нижних пачках нижнего девона. По мере удаления от свода Возейского поднятия к его периклиналям разрез становится более полным за счет появления вначале верхних литологических пачек нижнего девона, а затем и средне­ девонских отложений. Последние в зоне сочленения Возейского и Усинского поднятий в скв. 30 Усинская имеют мощность 167 м, а на северной периклинали Возейского поднятия скв. 55 про­ шла по среднему девону более 235 м и не вскрыла его подошвы. В разрезе среднедевонских отложений, вскрытых скв. 55, по данным керна и электрокаротажа в интервале 3606—3748 м имеется несколько пластов нефтенасыщенных песчаников порис­ тостью 12—16% и проницаемостью 70—190 мД. Суммарная мощность их 16—20 м, а в скв. 30 на южной периклинали суммарная мощность вместе с водоносной их частью составляет более 35 м.

При опробовании в скв. 55 двух объектов в интервале 3714— 3722 и 3614—3622 м получены фонтанные притоки легкой нефти плотностью 0,834 г/см3 дебитом 54 т/сут через 7-мм штуцер и 70т/сут через 9-мм штуцер. Нефть легкая (плотность 0,8344 г/см3), малосернистая (0,13%), парафинистая (13,8% по методике ВНИИНП и 5,87 по Гольде), богатая легкими фракциями. При­ сутствие отложений среднего девона не исключено также в скв. 53, расположенной на западном крыле структуры гипсометрически ниже скв. 51 на ПО м. Во время бурения скв. 53 в поддоманиковых отложениях в интервале 3222—3226 -м началось разгазирование раствора, перешедшее в перелив, а затем в водонефтяной фон­ тан. Нефть аналогична среднедевонской нефти в скв. 55. Ранее пробуренными скв. 51 и 52 было установлено отсутствие сред­ него девона на своде структуры. Таким образом, выявленная за­ лежь, видимо, аналогична среднедевонской залежи на Усинской

252

Рис. 58. Структурная карта по подошве верхнего де­ вона (а) и геологический профиль (б) Возейского место­ рождения нефти.

площади, т. е. пластовая, сводовая, осложненная выклиниванием пород на своде.

При проходке силурийско-ордовикских отложений в скв. 51 (интервал 3353—4390 м) по газовому каротажу отмечалось перио­ дическое повышение газосодержания в буровом растворе, однако при опробовании, открытым стволом интервала 4516,4—’3036,5 м получен незначительный приток (13,2 м3/сут) минерализованной воды плотностью 1,1 г/см3 с запахом сероводорода. Газовый фак­ тор 2,93 м3/т.

В скв. 52 при опробовании нижней части силурийских отложе­

тервала соляной кислотой практически не давала увеличения дебита.

Нефть всех трех объектов имеет очень близкий состав, легкая

(0,850—0,856 г/см3), практически бессернистая (0,11—0,13%), па­ рафинистая (3,3—3,7% по Гольде), бедная легкими погонами (газобензиновая фракция составляет 13,9—14,7%, керосино-га- зойлевая — 78,5—81,0%, смолы силикагелевые— 3,15—4,35%, ас­ фальтены— 1,35—2,45). Основной покрышкой для залежей в мен- дьтмско-доманиковой карбонатной пачке служит толща глин и мергелей верхнефранского подъяруса мощностью около 500 м.

В фаменских отложениях скв. 52/2 вскрыт пласт проницаемых известняков эффективной мощностью 10 м, из которого получен приток нефти дебитом 25 м3/сут при работе скважины переливом через насосно-компрессорные трубы. Пластовое давление на глу­

29,14%, масел 65,45%, смол силикагелевых 3,99% и асфальтенов 1,41%- В скв. 53 фаменский пласт размыт.

В верхней части пермско-каменноугольных выщелоченных извест­ няков выявлена массивная залежь легкой нефти. Максимальные дебиты составили в скв. 75 240 м3/сут через 24-мм штуцер и в скв. 77 (интервал 1627—1641 м) 320 м3/сут через НКТ 21/2,/. ВНК определен на отметке минус 1550 м. Эффективная мощность кол­ лектора до 40 м. Нефть легкая (0,856 г/см3), малопарафинистая (2,79%), малосмолистая (6,37%), сернистая (0,8%). Газовый фак­ тор 7,0 м3/т, давление насыщения 20 кгс/см2 при пластовом давле­ нии 162 кгс/см2.

Таким образом, в отличие от Усинского месторождения, где пермско-каменноугольные известняки насыщены тяжелой нефтью, на Возейском поднятии эти же отложения содержат залежь легкой

254

нефти, что свидетельствует о большей герметичности покрываю­ щих залежь пород. Высота залежи по результатам работ в присводовой части Возейского поднятия составляет 101 м.

Таким образом, на Возейском поднятии уже выявлены залежи легкой нефти в доманиковых, фаменских и пермско-каменноуголь­ ных отложениях. Большая площадь и амплитуда Возейского под­ нятия позволяют рассчитывать на крупные размеры месторож­ дения.

Х а р ь я г и н е к о е н е ф т я н о е м е с т о р о ж д е н и е

Непосредственно к северу от Возейского месторождения на Колвинском мегавалу расположено крупное Харьягинское подня­ тие, осложненное рядом локальных структур (Южно-Харьягин- ской, Харьягинской, Северо-Харьягинской). Восточное крыло Харьягинского поднятия очень крутое, флексурообразное, а западное более пологое. Сводовая часть поднятия плоская, амплитуда ло­ кальных структур составляет 100—250 м. Фундамент под Харьягинским поднятием погружен на глубину до 6500—7000 м, и под­ нятие имеет явно выраженные черты инверсионного развития.

Здесь пробурена только одна параметрическая скв. 1 до глу­ бины 3950,6 м, вскрывшая разрез четвертичных, мезозойских, пермских, каменноугольных и девонских отложений вплоть до живетского яруса. В отличие от разрезов Усинского и Возейского месторождений на Харьягинской площади отмечено выпадение из разреза верхне- и среднекаменноугольных отложений с непосред­ ственным налеганием известняков ассельского яруса нижней перми на известняки намюрского яруса, замещение рифогенными известняками значительной части мощной мергелистой толщи верхнефранско-нижнефаменского возраста и значительное увели­ чение мощности среднедевонских отложений. В разрезе поддоманиковых отложений в интервалах 3605—3630 и 3740—3830 м выделяются две пачки песчаников старооскольского горизонта живетского яруса, ниже которых вскрыты глины, алевролиты и известняки афонинского горизонта.

При опробовании нижних песчаников через перфорированную 5" эксплуатационную колонну в интервале 3746—3750 м получен приток минерализованной воды с растворенным газом, соленость 13,5° Be', плотность 1,1020 г/см3. Дебит воды переливом составил 171 м3/сут через 2У2" насосно-компрессорные трубы, статическое давление на устье 60,8 кгс/см2. Пластовое давление на глубине 3750 м 467 кгс/см2, температура 86° С, газовый фактор 1,77 м3/м3, давление насыщения воды газом 172 кгс/см2 при 86° С. Большой дебит воды при перфорации всего 4 м песчаников свидетельствует о высоких коллекторских свойствах последних.

Из верхней пачки песчаников старооскольского горизонта (ин­ тервалы перфорации 3608—3616 и 3621—3628 м) получен приток сильно парафинистой нефти плотностью 0,820 г/см3, серы 0,1%, па­

255