Аракаевская параметрическая скважина расположена в Свердловской области, в 4,5 км западнее поселка Сабик. В тектоническом отношении приурочена к зоне сочленения Восточно-Европейской платформы и Уральской складчатой системы, юго-восточному замыканию Становой локальной структуры.
Разрез скважины представлен отложениями от среднерифейского до пермского возраста, при этом отдельные толщи верхнедевонско-каменноугольного возраста неоднократно повторяются вследствие образования серии надвигов.
Весь вскрытый скважиной разрез можно подразделить на автохтон (4865-5207 м), паравтохтон (3637-4865 м), аллохтон (0-3637 м).
В разрезе скважины выделяются следующие природные резервуары:
1) верхнекаменноугольномячковский (1830-1900 м);
2) среднекаменноугольная система резервуаров в аллохтонной части разреза (2164-2550 м);
3) тульский (2920-2950 м);
4) бобриковско-турнейский в аллохтонной части разреза (2960-3045 м);
5) франский в аллохтонной части разреза (3410-3470 м);
6) бобриковскотурнейский в автохтонной части разреза (4230-4300 м);
7) франско-живетский (4780-4930 м);
8) вендско-рифейский (4965-5150 м);
9) рифейский (5155-5200 м).
В данной работе были рассмотрены природные резервуары, изученные по керновому материалу в лаборатории петрофизики ОАО «КамНИИКИГС», в процессе испытания которых были получены положительные результаты.
Верхнекаменноугольно-мячковский природный резервуар (1830-1900 м) Экранирующая толща представлена региональным флюидоупором (инт. 1710-1867 м) образованным преимущественно аргиллитами, мергелями, глинистыми известняками и алевролитами. Открытая пористость пород изменяется от 0,28-1,64%. Газопроницаемость образцов в целом низкая 0,0076·10-15 м2.
Давление прорыва 1,2-1,5 МПа. Породы характеризуются средними и пониженными экранирующими способностями. Несмотря на это, толща является хорошим флюидоупором, так как она имеет значительную мощность, а редкие тонкие единичные трещины не имеют широкого распространения и затухают в пределах отдельных маломощных прослоев [2].
Залегающая под региональной покрышкой локальная зона природного резервуара, образованная породами мячковского подъяруса (1867-1900 м) представляет собой однослойный резервуар, состоящий из 1го продуктивного пласта, сложенного рассланцованными органогенно-обломочными и полидетритовыми известняками. Породы разбиты многочисленными трещинами.
Пласт является чисто трещинным коллектором. Пористость матрицы известняков мячковского подъяруса колеблется от 0,47 до 1,56%, газопроницаемость 0,002 10-15 м2 [3]. При испытании в процессе бурения интервала 1860-1910 м получен газ углеводородного состава максимальным расчетным дебитом 78240,5 м3/сут. Среднекаменноугольная система природных резервуаров в аллохтонной части разреза (2164-2550 м) состоит из серии небольших природных резервуаров, разделенных экранирующими толщами.
Верхними изолирующими породами являются карбонатно-глинистые отложения верейского подъяруса и органогенные оолитовые, детритовые и водорослевыеизвестняки башкирского яруса с открытой пористостью изменяющейся от 0,24 до 2,46%, газопроницаемостью - от 0,0006 до 1,72·10-15 м2. Давление прорыва газа от 1,65 МПа до бесконечности. В рассматриваемых отложениях слои с пониженными экранирующими свойствами чередуются со слоями, у которых экранирующие свойства весьма высокие.
Резервуар является многослойным: проницаемые пластыколлекторы перемежаются с полупроницаемыми пластами полуколлекторами. Керном охарактеризованы продуктивные пласты серпуховского яруса (2483,0-2496,8 м), представляющие нижнюю часть природного резервуара. Открытая пористость изменяется от 1,19 до 6,10%, газопроницаемость 0,51·10-15 м2. Согласно величинам фильтрационно-емкостных параметров, породы, представленные органогенно-обломочными известняками и доломитами замещения, являются трещиноватопоровыми коллекторами. В них газ содержится в трещинах и в порах, а фильтрация осуществляется в основном по трещинам. Пласт в интервале 2469-2476 м интерпретируется как газонасыщенный коллектор смешанного типа.
Испытание пласта в серпуховских отложениях (2452-2497 м) оказалось результативным: получен газ углеводородного состава с сероводородом (около 7%), максимальный расчетный дебит газа составляет 39282,4 м3/сут. Бобриковско-турнейский природный резервуар в аллохтонной части разреза (2960-3045 м) Экран образуют отложения бобриковского горизонта, представленные неравномерно алевритистыми аргиллитами и неравномерно глинистыми алевролитами с открытой пористостью - 0,27-1,26, вертикальной проницаемостью от 0,0004 до 0,664·10-15 м2, давление прорыва от 0,602 МПа до бесконечности - что свидетельствует о хорошей экранирующей способности терригенных пород. Коллектор представлен известняками верхней части турнейского яруса. Открытая пористость 0,31-0,81%. Газопроницаемость 0,0055·10-15 м2.
В процессе бурения испытан интервал 3020-3046,4 м, получен приток интенсивно газированной пластовой воды. Порезультатам расчетов максимальный дебит газа оценивается в 3128,9 м3/сут. Интервал испытания классифицируется как газоводонасыщенный, пласты-коллекторы трещинного типа с хорошей проницаемостью и потенциалом улучшения продуктивности при интенсификации притока [1]. Таким образом, резервуары в разрезе скважины как однослойные, так и многослойные. Флюидоупоры обладают достаточно высокими экранирующими свойствами. Коллектора чисто трещинного типа и смешанного трещинно-порового типа, с низкими и средними фильтрационно-емкостными свойствами, но достаточными для газонасыщенных коллекторов.
Список литературы
1. Грибова И.С. Строительство Аракаевской параметрической скважины в зоне сочленения Русской платформы и складчатого Урала. Ярославль: НПЦ «Недра», 2012.
2. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика: учеб. для вузов. М.: Недра, 1991.
3. Кобранова В.Н. Петрофизика. М.: Недра, 1986.
Автор: Т. Моисеева, ПГНИУ
