ЕОЛО1ИЯ И 1ЕОЛО1 и-гАОССДиЧПЫС rADOIDI
УДК 553.98.061.32
> Коллектив авторов, 2013
II4II
РОСНЕФТЬ
Нефтяные залежи в карбонатных отложениях фаменского яруса Самарской области: история открытия и перспективы поиска
Г.Г. Гилаев, д.т.н.,
A.Э. Манасян
(ОАО «Самаранефтегаз»), Г.Д. Федорченко,
B.А. Колесников, к.т.н., И.А. Кологреев
(ООО «СамараНИПИнефть»)
Адрес для связи: Kolesnikov@samnipineft.ru
Ключевые слова: рифовые постройки, фаменский ярус, трещиноватые карбонаты, верхний девон.
Ресурсная база нефтяных месторождений Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна, в частности Самарской области, в настоящее время достаточно истощена, выработка начальных извлекаемых запасов нефти месторождений ОАО «Самаранефтегаз» составляет более 70 %. В данных условиях все большее значение приобретает восполнение ресурсной базы как за счет приобретения новых лицензионных участков, так и за счет доразведки уже разрабатываемых месторождений.
Доля карбонатных пород в осадочном чехле Самарской области составляет более 50 % [1], что обусловлено преобладанием морских обстановок в процессе накопления осадков. Однако часть из них традиционно рассматривается как перспективные нефтегазоносные объекты, такие как отложения башкирского или турнейского ярусов, а часть традиционно считается неперспективными объектами. Это обусловлено объективными причинами, такими как распространение пород-покрышек и региональное качество коллекторов. Так, покрышкой пласта коллектора А4 башкирского яруса являются верейские аргиллиты, распространенные регионально. В других случаях покрышки могут иметь локальное распространение. Такая ситуация характерна и для качества пластов-коллекторов: в одних регионах области разрез представлен высокопродуктивными породами, в других - слабоприточными.
Традиционно неперспективными с точки зрения нефтеносности, но часто высокопроницаемыми за счет тре-щиноватости и кавернозности считаются отложения фа-менского яруса, которые использовались в основном для водозабора и сброса сточных вод. При бурении данных пород часто происходят осложнения (такие как катастрофические поглощения промывочной жидкости и провалы бурового инструмента).
Покрышкой коллекторов фаменского яруса являются глинистые породы малевского горизонта. Однако они распространены не по всей площади области, что обусловливает локальную нефтеносность отложений верхней части фаменского яруса. На ряде месторождений, преимущественно в южной части области, были открыты
Oil-bearing reservoirs in carbonate reefs of Famennian stage on the territory of Samara region: discovery history and exploration prospects
G.G. Gilaev, A.E. Manasyan (Samaraneftegaz JSC, RF, Samara),
G.D. Fedorchenko, VA. Kolesnikov, I.A. Kolgoreev (SamaraNIPIneft LLC, RF, Samara)
E-mail: GilaevGG@samng.ru
Key words: reef, famennian stage, fractured carbonates, upper Devonian.
Oil reserves of Volga-Ural oil province are sufficiently depleted at present time. Particularly, degree of initial oil reserves depletion of Samaraneftegaz JSC now exceeds 70%. In such conditions the process of Company resource base replenishment becomes very important. This process can be conducted as by purchasing of new license areas, so as by the search of so-called "missed" reservoirs and additional exploration program on developed fields. This article describes the discovery of oil-bearing reservoirs in carbonate reefs of Famennian stage on the territory of Samara region and also the prospective of analogous reservoirs discovery in the region. Additionally the main principles of search program are described and the main results of search for the oil fields of Sama-raneftegaz JSC in the 1 -st quarter of 2013 are provided.
Рис. 1. Схема взаимного расположения месторождений и тектонических элементов
промышленные залежи нефти в заволжском надгоризонте фа-менского яруса. Все они в основном приурочены к юго-западной части Бузулукской впадины в бортовой зоне, граничащей с Жигу-левско-Пугачевским сводом (Софинско-Дзержинское, Горбатов-ское и другие месторождения) (рис. 1).
10'2013
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
38
1860 -1920 -1900 -2М0 -2100 -2160 -2220
Рис. 2. Структурная карта по кровле пласта Д3(т Южно-Орловского месторождения (ГИС - геофизические исследования скважин)
еодонэсыщенные
[рещиншгпме нефтеиасицеииые ¡рещинойэтые еадонасишенные
Рис. 3. Геолого-литологический разрез пласта Д3(т Южно-Орловского месторождения
В северной бортовой части Бузулукской впадины нефтеносносные отложения фаменского яруса встречаются реже (Хилковское месторождение - пласт Дл [3].
Значительно меньше месторождений, содержащих залежи нефти в карбонатах девона, находится в центральной и северной частях области, тектонически приуроченных к осевым частям Камско-Кинельской системы
прогибов (ККСП). Традиционно осевая зона ККСП не рассматривалась как перспективная для поисков нефти в девонских карбонатах, так как отложения в данной зоне имеют наименьшую толщину и представлены плотными глинистыми породами. Однако в 1986 г. на северо-западе области (Мелекесская впадина, осевая часть Усть-Черем-шанского прогиба) было открыто Булатовское месторождение с рифовыми залежами в фамен-ском и франском ярусах [2], в 2006 г. - небольшие залежи на Ольховском и Киселевском месторождениях. Тем не менее общие запасы нефти карбонатных отложений фаменского яруса составляют около 1 % запасов ОАО «Самаранефтегаз».
Открытие в 2009 г. нефтяной рифовой залежи в фаменском ярусе на Западном куполе Южно-Орловского месторождения изменило отношение к перспективности данных отложений в связи с высокой продуктивностью залежи. В настоящее время скв. 32 и 30 этого месторождения состоят в «золотом фонде» ОАО «Самаранефтегаз», дебиты их составляют соответственно 505 и 230 т/сут (по состоянию на 01.05.13 г.).
Как видно из рис. 2 и 3, структура представляет собой высокоамплитудную биогермную постройку общей толщиной до 150 м. Коллекторы сложены трещиноватыми известняками. Месторождение расположено в пределах осевой зоны Сок-ской седловины.
В 2012 г. на Восточном куполе Утевского месторождения (Бузулукская впадина, юго-западный борт Муханово-Ероховского прогиба) скв. 279 была открыта высокопродуктивная нефтяная залежь фаменского яруса (средний дебит при опробовании составил более 1000 м3/сут). По состоянию на 01.05.13 г. скважина эксплуатируется фонтанным способом с дебитом нефти 307 т/сут.
Площадь нефтеносности фаменских объектов Утевского и Южно-Орловского месторождений довольно мала, что характерно для рифовых тел. Например, на Восточном куполе Утевского месторождения скважины, расположенные на расстоянии 500 м от скв. 279, вскрыли фаменские отложения более чем на 100 м глубже.
Открытые нефтеносные биогермные постройки расположены как в осевой (Южно-Орловское месторождение), так и в бортовой (Утевское месторождение) частях ККСП. Можно предположить, что аналогичные постройки распространены на обширной территории и представляют значительный интерес. Учитывая, что сейсморазведкой 3D охвачена лишь малая часть лицензионных участков ОАО «Самаранефтегаз», вероятность открытия таких рифов в будущем довольно высока.
В связи с открытием данных залежей на базе ОАО «Самаранефтегаз» и ООО «СамараНИПИ-нефть» были организованы поисковые работы, цель которых - выявить лицензионные участки ОАО «Самаранефтегаз» с аналогичными перспективными объектами добычи нефти.
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
10'2013 39
Рис. 4. Структурная карта по отражающему горизонту Дз(т Бариновско-Ле-бяжинского месторождения:
1, 2 - скважины, при бурении которых отмечены соответственно значительные поглощения и нефтепроявления
В первую очередь были определены следующие основные принципы поиска:
- область работ ограничена осевыми и бортовыми зонами ККСП;
- основой поиска рифогенных построек с высокой амплитудой является выполненная за последнее время сейсморазведка 3D;
- анализ информации поводится по зонам поглощений и проявлений;
- при бурении скважин со вскрытием пород фаменского яруса следует применять подробный комплекс ГИС и опробование перспективных интервалов.
В ходе работ, проведенных в первом полугодии 2013 г., были проанализированы данные по месторождениям с выявленными перспективными зонами для бурения и объектами для опробования. По данным сейсморазведки 3D за последние годы удалось выявить ряд рифогенных построек в пределах осевой и бортовой зон Муханово-Ероховского прогиба. В частности, в пределах юго-западного борта Муханово-Ероховского прогиба на Бариновско-Лебяжинском месторождении были определены перспективные зоны развития фаменско-франских биогермов, где впоследствии планируется бурение разведочных скважин (рис. 4).
Кроме того, на Мухановском месторождении был отмечен одиночный фаменско- франский биогерм [3], где было рекомендовано бурение скважины (рис. 5).
Было проведено опробование в ряде существующих скважин, однако лишь по одной скважине Кудиновского месторождения после перфорации интервала получен приток пластовой воды с пленкой нефти и газом, несмотря на то, что при испытании в открытом стволе при бурении были получены притоки нефти. Результаты каротажа в обсаженном стволе и опробованная в существующих скважинах приведены в таблице.
Работы по существующему фонду скважин осложнены тем, что комплекс ГИС в интервале фаменского яруса ограничен, как правило, стандартным каротажом 1:500 и часто не может быть использован для прогноза наличия коллектора (особенно трещинного типа) и насыщенности. Кроме того, основная часть существующего фонда скважин пробурена в 1960-70-е годы ХХ века и техническое состояние эксплуатационных колонн и цемента нередко не позволяет получить положительные результаты при опробовании в колонне. В такой ситуации более перспективной является работа по планируемым к бурению скважинам, т.е. проведение расширенного комплекса ГИС в интервале фаменских отложений с целью не пропустить возможно нефтеносные пласты.
ОАО «Самаранефтегаз», начиная с 2013 г, планирует значительное увеличение объема бурения, в том числе скважин со вскрытием фаменских отложений, и это дает непло
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.