Прогноз контуров нефтегазоносности залежей, находящихся под совместным контролем капиллярных барьеров первого и второго рода

Сочетание действия капиллярных барьеров первого и второго рода в контролировании залежей УВ на современной структуре продемонстрировано на примере Омбинского нефтяного и Песцового нефтегазоконденсатного месторождений.

Оба эти месторождения также находятся в области распространения многолетней мерзлоты, хотя на широте Песцового месторождения толщина многолетнемерзлых пород имеет более интенсивное развитие, чем в районе Омбинского месторождения.

Залежи нефти и газа, находящиеся под совместным контролем капиллярных барьеров первого и второго рода, являются наиболее сложными промысловыми объектами. Они характеризуются высокой степенью неоднородности пород-коллекторов, снижением пластовых температур на последнем этапе геологического развития и активными неотектоническими деформациями.

Разведка таких месторождений на основе только принципов антиклинальной концепции вряд ли может оказаться высокоэффективной. Следует отметить, что в практике разведки таких сложнопостроенных месторождений геологи нередко стремятся как можно детальнее изучить форму не залежи, а антиклинальной структуры, к которой приурочена эта залежь, привлекая высокоточную сейсмометрию и другие геофизические средства. Тем не мение, это не всегда приносит желаемые результаты.

 

2.2.1.Капиллярная модель залежи нефти пласта ЮС₂ Омбинского месторождения

Находится месторождение на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа.

Поисковое бурение на площади началось в мае 1977 г. Первооткрывательницей месторождения является первая, пробуренная в 1978 г на площади скважина – 2П, заложенная в южной части площади, где по сейсмическому отражающему горизонту «Б» фиксировалось небольшое поднятие. В скважине вскрыты доюрские отложения в интервале 3300-4500 м (конечный забой).

В результате бурения первых трех скважин (№2, №1, №3) на Омбинской площади установлена залежь промышленного значения в горизонте ЮС₂.

Кроме выявленной промышленной нефтеносности пласта ЮС₂ тюменской свиты отмечена нефтенасыщенность горизонта БС₁₀ по керну (очевидно остаточная) в скв. №22. В интервале долбления 2380-2395 м поднято 5,4 м песчаника светло-коричневого, мелко- и среднезернистого, неравномерно глинистого; более пористые участки - нефтенасыщенные. В следующем долблении 2395,0 – 2410,0 м поднято 3,6 м песчаника аналогичного, слабонефтенасыщенного и с запахом нефти. При испытании горизонта БС₁₀ в этой скважине получена вода.

В дальнейшем геологоразведочные работы на Омбинской площади были ориентированы на оконтуривание залежи в горизонте ЮС₂ тюменской свиты.

Изучены геологическое строение и нефтеносность разреза месторождения включительно до пород доюрского основания.

Установленная залежь нефти в горизонте ЮС₂ тюменской свиты является частью единой обширной залежи площадей южной части Сургутского свода – Омбинской, Южно-Сургутской, Мамонтовской, Усть-Балыкской.

Продуктивность горизонта ЮС₂ низкая.

По данным сейсморазведочных работ тектоническое строение площади изучено по нескольким отражающим горизонтам (с/п № 4 1973-1974).

Так, по горизонту “К4”, отождествляемому предположительно с отложениями нижнего палеозоя, здесь наблюдается погружение юго-восточного склона Сургутского свода с амплитудой 600 м и углом падения слоев 6⁰.

Залегающие выше отражающие горизонты палеозоя (“К3”, “К2”) простираются практически параллельно горизонту “К4” и выклиниваются на более низких отметках свода в сравнении с нижезалегающим “К4”.

По кровле тюменской свиты (отражающий горизонт “Т’) какой-либо положительной структуры в пределах Омбинской площади не отмечается. По горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) прослеживается терраса, являющаяся переклинальным окончанием Южно-Сургутской структуры, которая разделена прогибом. Последний имеет северо-восточное простирание и амплитуду 25 м. Он ответвляется от более глубокого прогиба, имеющего простирание близкое к мередиональному и отделяющего Западно-Сургутские структуры от Усть-Балыкской и Мамонтовской.

Фиксируется небольшое воздымание горизонта в районе скважины №22, которое является лишь южным окончанием купола, приуроченного к Южно-Сургутской площади. Купол оконтуривается сейсмоизогипсой минус 2750 м, а изогипса минус 2775 м является объединяющей Южно-Сургутскую структуру с Мамонтовской и Усть-Балыкской.

По вышезалегающим отражающим горизонтам “Дп” (кровля пачки), М (алымская свита), Г (кузнецовская свита), С (ганькинская свита), купол не сохраняется, а в этом районе установлено лишь пологое погружение слоев.

По материалам поисково-разведочного и эксплуатационного бурения тектоническое строение площади, установленное по данным сейсмических исследований, практически сохраняется.

На Омбинском месторождении продуктивными отложениями являются породы тюменской свиты юрской системы. Промышленная нефтеносность приурочена к пласту ЮС₂. Обычно к этому пласту, который нефтеносен на многих площадях Сургутского свода, относят толщу песчано-алевритовых пород мощностью от 15 до 25 м, залегающих непосредственно в верхах свиты. Кровля пласта совпадает с кровлей тюменской свиты и проводится достаточно уверенно по электрокаротажу, по резкому увеличению кажущихся сопротивлений – до 50 Омм и более по сравнению с вышезалегающими породами васюганской свиты верхней юры, для которой характерны сопротивления 10-15 Омм, а для её подошвенной части – 5 Омм. Мощность пласта изменяется по отдельным скважинам от 16 (скв. №8) до 28 м (скв. №7). Четкой закономерности изменения толщины пласта ЮС2 по площади не отмечается. При испытании пласта в поисковой скважине 2п дебит нефти составил 26 м³/сутки через 6 мм штуцер.

Анализ геолого-промысловых материалов по Омбинской и другим площадям Сургутского свода свидетельствует о том, что распределение в природных ловушках пласта ЮС₂ воды и нефти характеризуется сложными зависимостями и имеет существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления. Прежде всего это проявляется в резких колебаниях отметок ВНК в пределах единой залежи и неравномерной нефтенасыщенностью коллекторов. Зачастую целики пластовой воды встречаются в контуре нефтеносности, где они занимают присводовые участки антиклинальных структур, тогда как в крыльевых частях последних пласт является нефтенасыщенным (Усть-Балыкская площадь и др.). В пределах в общем небольшой Омбинской площади диапазон колебаний отметок ВНК в пласте ЮС₂ превышает 60 м.

Указанное противоречие нефтенасыщенности пласта с его структурой обусловлено, во-первых, его резко выраженной микронеоднородностью, что определило в пласте ЮС₂¹ широкое распространение капиллярных барьеров, возникающих на стыках разнопоровых фаций.

Коллекторы основной продуктивной части горизонта ЮС₂ порового типа представлены песчаниками и алевролитами. В литологическом отношении поровые коллекторы неоднородны по структуре, текстуре, количественному содержанию обломочного материала, глинистого и карбонатного цемента, интенсивности постседиментационных преобразований. Количество прослоев песчаников, их толщина и коллекторские свойства существенно меняются как по площади, так и по разрезу.

Породы-коллекторы переслаиваются с трещиноватыми аргиллитами, крепко сцементированными песчаниками и алевролитами.

Продуктивные пласты ЮС₂¹ и ЮС₂² сложены, в основном, алевролитами и песчаниками.

По керну нефтенасыщенные породы пласта ЮС₂ представлены алевролитом серым, плотным, крепко сцементированным, песчаником бурым, мелко и среднезернистым, переслаивающимся с алевролитом и глинистым материалом. Мощность прослоек и их направления самые различные относительно оси керна. По излому керна просматриваются многочисленные углефицированные растительные остатки.

На Омбинской площади отмеченные особенности строения залежи пласта ЮС₂ фиксируются по материалам каротажа и испытаний скважин (табл. 2.4.)

Усложнение картины заполнения нефтью Омбинского месторождения обусловлено общим увеличением капиллярных давлений вследствие снижения пластовых температур на последнем этапе геологического развития.

 

Таблица 2.4

Распределение воды и нефти в залежи пласта ЮС₂¹ Омбинского месторождения

 

 

Омбинское месторождение расположено в пределах южной зоны распространения ММП [4]. В этом районе мерзлые породы являются продолжением реликтовых толщ центральной зоны развития ММП и охватывают песчаные и песчано-глинистые отложения тавринской и алтымской свит. На водоразделах глубина залегания их 110 - 140 м, толщина 20-60 м. В долинах рек ММП распространены на больших глубинах. На поверхности мерзлые породы практически не встречаются. В то же время здесь часто формируются перелетки на отдельных интенсивно выхолаживаемых заторфованных участках.

В рассмотренном районе имеются лишь древние формы остаточного полигонального рельефа, которые свидетельствуют о распространении ММП в его пределах в период до климатического оптимума, следы их встречаются до 55-60⁰ северной широты. Породы древнего слоя мерзлоты являются слоистомерзлыми, слабольдистыми и обладают массивной криогенной структурой. Вышележащие по разрезу прослои и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняют инфильтрацию теплых поверхностных вод на глубину, в связи с чем полное протаивание древнего слоя мерзлоты не происходит, и охлаждающее действие мерзлых пород на нижезалегающие горизонты не прекращается.

Согласно данным А.Р. Курчикова [29],за период от палеогенового до четвертичного времени пластовая температура в кровле тюменской свиты в районах Широтного Приобья понизилась на 30^οС и более, что привело к повышению капиллярных давлений на ВНК и стабилизации залежи нефти. Последнему также способствовала низкая проницаемость пород-коллекторов.

Наиболее низкая гипсометрическая отметка нефтенасыщенных пород - минус 2939,4 м - установлена в скважине №16, Ниже, в интервале отметок минус 2941,0-2943,8 м, по ГИС характер насыщения – “нефть с водой”. При испытании в интервале перфорации коллекторов с отметками минус 2928,8-2943,6 м получена вода с нефтью соответственно дебитом 7,3 и 2,8 м³/сутки при дин.ур. 172 м. В скважине №21 характеристика пластов по насыщению, по данным ГИС следующая: до отметки минус 2931,2 м – нефть, минус 2938-2938,6 м – нефть с водой, с отметки минус 2940 м – вода. При испытании пласта с отметкой подошвы коллектора минус 2931,2 м получена нефть дебитом 1,19 м³/сут при депрессии на пласт 14,9 МПа. В скважине №9 ниже подошвы пласта ЮС₂ залегают проницаемые интервалы, отнесенные к пластам ЮС₃ и ЮС₄, которые по характеру насыщения по ГИС интерпретируются следующим образом: до отметки минус 2919,8 м как нефть, минус 2933,0-2936,6 м – нефть с водой. Отметка нижнего отверстия интервала перфорации коллектора равна минус 2937,6 м,. В результате перфорации получена нефть дебитом 2,06 м³/сут. при депрессии на пласт 25,02 МПа.

В других скважинах характеристика пласта по данным ГИС, по насыщению как «нефть с водой» или «не ясно», фиксируется на отметках от минус 2898,6 м (скв. №7) до минус 2927,6 м (скв. №8), а как «вода» - минус 2913,4 м в скв. №6. При испытании пласта в скв. 6 перфорирован прослой коллектора с отметкой подошвы минус 2903,8 м. В результате получена нефть дебитом 11,5 м³/сутки при дин.ур. 580 м.

Таким образом, при испытании скважин на Омбинском месторождении во многих из них были получены притоки воды с гипсометрических уровней, находящихся выше ВНК. В связи с этим при моделировании залежи нефти пласта ЮС₂ Омбинского месторождения геологи обычно изображают водоносные участки пласта в виде изолированных линз. Однако, эти участки пласта представлены всего лишь относительно мелкопоровыми разностями, из которых при формировании залежи нефть не смогла вытеснить воду в связи со сравнительно высокими капиллярными давлениями на этих участках.

Следует отметить, что на прилегающих к Омбинскому месторождению площадях притоки нефти были получены с более низких отметок: на Южно-Сургутской – минус 2862 м (скв. №1159), Мамонтовской – минус 2923,4 м (скв. №4003), Усть-Балыкской – 2877,5 м (скв. №540).

В районе Сургутского свода размах неотектонических движений составил 100 м и более [13]. Очевидно, что столь значительная перестройка структурного плана при невозможности перетоков нефти по пласту должна была привести к существенному несоответствию формы залежи современной структуре пласта. Стремление нефти к перемещению под воздействием гравитационных сил компенсировалось возросшим капиллярным давлением на ВНК. В результате пространственное положение контуров залежей определялось не подчинением их форме антиклинальной ловушки, а характером и направленностью ее тектонического развития. При этом первоначальная форма залежи изменялась соответственно деформациям продуктивного пласта.

Капиллярные давления в песчаниках пласта ЮС₂¹ Омбинского месторождения при современных пластовых условиях достигают 84 кПа и более. С момента снижения пластовых температур нефтяная залежь в пласте ЮС₂ на большей части площади своего распространения, за исключением восточной, могла располагаться в полном соответствии с принципами антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления и иметь положение ВНК, близкое к горизонтальному (рис.2.7). Размах отметок ВНК в современной структуре залежи, достигающий 60 м, является следствием неотектонических деформаций после стабилизации залежи.

Породы пласта ЮС₂¹ на северо-восточном водоносном участке, находящемся выше ВНК, характеризуются сравнительно высокими капиллярными давлениями, достигающими 84 кПа (скв. 14), что обусловлено малыми размерами пор и межпоровых сужений (рис.2.8). Поэтому в период нефтегазонакопления поступающая в ловушку нефть не могла вытеснить воду на этом участке пласта и была остановлена барьером капиллярной непроходимости. Таким образом, с северо-востока залежь нефти изначально контролировалась капиллярным барьером, возникшим за счет микронеоднородности пласта на стыке разнопоровых песчаных пород (барьер 1-ого рода), и еще более возросла за счет увеличения межфазного натяжения.

В таблице 2.5. приведены значения капиллярных давлений в пласте ЮС₂¹ в пределах Омбинского месторождения.

Проекция контуров нефтеносности залежи пласта ЮС₂¹ с палеоструктурной карты на карту его современной структуры иллюстрирует несоответствие пространственного положения ВНК со структурными формами залегания пласта (рис. 2.9).

Таким образом, на основе палеоструктурной карты и данных исследований нефтенасыщенности пласта по скважинам было определено положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на большей части периметра залежи нефти. Данные о нефтенасыщенной толщине пласта в скв. 16, которая является единственной из скважин вскрывшей ВНК, позволили определить местоположение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на палеоструктурной карте, а их форма была принята согласно изолиниям на палеоструктурной карте.

В скв.14, расположенной в северо-восточной части месторождения, из пласта ЮС₂¹ был получен приток воды с пленкой нефти с абсолютных отметок – 2877-2878 м., находящихся выше нижней отметки ВНК на 61.2 м, т.е. залежь с северо-востока контролируется капиллярным барьером первого рода, возникшем на стыке разнопоровых фаций.

 

Рис. 2.7. Палеоструктурная карта пласта ЮС₂ Омбинского месторождения на раннетуронское время

Рис. 2.8. Карта капиллярных давлений в пласте ЮС₂ Омбинского месторождения

Таблица 2.5

Значения капиллярных давлений начала фильтрации в пласте ЮС₂¹ Омбинского месторождения

 

Рис. 2.9. Структурная карта кровли пласта ЮС₂ Омбинского месторождения