Содержание к диссертации
Введение
1. Геологическое строение и гидрогеологические условия центральной части Западной Сибири 9
1.1. Стратиграфия 11
1.2. Тектоническое строение 19
1.3. Гидрогеологические условия
1.3.1. Гидрогеологическая стратификация разреза 25
1.3.2. Фильтрационно-емкостные свойства водов.шщающих отложении 29
1.3.3. Условия формирования подземных вод
1.3.3.1. Современные представления об условиях формирования глубоких подземных вод 31
1.3.3.2. Условия формирования глубоких подземных вод центральной части Западной Сибири 1.4. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений 34
1.5. Выводы к главе 1 40
2. Гидрогеологические условия исфгяных месторождений центральной части Западной Сибири и их изменение а процессе разработки 41
2.1. Восточно-Перевальное нефтяное месторождение 42
2.1.1. Стратиграфия 42
2.1.2. Тектоническое строение 44
2.1.3. Гидрогеологические условия 45
2.1.4. Изменение гидрогеологических условий в процессе разработки 59
2.2. Средне-Хулымское нефтяное месторождение 75
2.2.1. Стратиграфия 75
2.2.2. Тектоническое строение 78
2.2.3. Гидрогеологические условия 78
2.2.4. Изменение гидрогеологических условий в процессе разработки 85
Результаты трассерных исследований, проведенных в 2004 г. 93
Результаты трассерных исследований, проведенных в 2005 г. 98
2.3. Выинтойское нефтяное месторождение 111
2.3.1. Стратиграфия ///
2.3.2. Тектоническое строение 1 14
2.3.3. Гидрогеологические условия 114
2.4. Заиадно-Котухтинское нефтяное месторождение 123
2.4.1. Стратиграфия 123
2.4.2. Тектоническое строение 126
2.4.3. Гидрогеологические условия 128
2.5. Выводы к главе 2 136
3. Исследование пластово-блокового строения нефтяных месторождений 137
3.1. Состояние вопроса исследования пластово-блокового строения 140
3.2. Методика исследования пластово-блокового строения
3.2.1. Исследование при поисках нефтяных месторождений 153
3.2.2. Исследование при разведке нефтяных месторождений 155
3.2.3. Исследование при разработке нефтяных месторождений 156
3.3. Выводы к главе 3 168
4. Учет пластово-блокового строения нефтяных месгорождений при их разработке 170
4.1. Влияние пластово-блокового строения на процесс разработки нефтяных месторождений 171
4.2. Принципы учета пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений 1 4.2.1. Контроль за разработкой нефтяных месторождений 182
4.2.2. Регулирование разработки нефтяных месторождений 182
4.3. Выводы к главе 4 184
Заключение 185
Литература
- Фильтрационно-емкостные свойства водов.шщающих отложении
- Гидрогеологические условия
- Тектоническое строение 1
- Принципы учета пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений
Введение к работе
Актуальность
В настоящее время многие вопросы строения глубоких водоносных горизонтов являются дискуссионными. В связи с этим изучение глубоких частей подземной гидросферы имеет принципиальное значение для разработки теоретических вопросов условий формирования потоков глубоких подземных вод, их химического состава, геотермических условий.
Помимо этого изучение глубоких водоносных горизонтов позволяет повысить эффективность освоения сопряженных с ними нефтяных месторождений.
В настоящее время восполнение запасов нефти, как на уровне страны, так и на уровне отдельных недропользователей, возможно в основном за счет средних и мелких по запасам нефтяных месторождений с извлекаемыми запасами менее 30 миллионов тонн. Запасы этих .месторождений, как правило, относятся к категории трудноизвлекаемых, поэтому их разработка до недавнего времени считалась нерентабельной. Сложности извлечения нефти таких месторождений определяются сложностью строения, особенностями насыщения разреза, типом залежей.
По нашему мнению, большое значение для повышения эффективности разведки и разработки средних и мелких нефтяных месторождений со сложным строением имеет изучение их гидрогеологических условий.
Цель исследования
Целью работы является разработка методики исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений и обоснование с ее использованием принципиальных гидродинамических моделей средних и мелких нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири на основе изучения их гидрогеологических условий и их изменения в процессе разработки, а также изучение влияния гидрогеологических условий нефтяных месторождений на эффективность их освоения в связи с обоснованием принципов учета строения нефтяных месторождений при их разработке.
Задачи исследования
-
изучение гидрогеологических условий нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири;
-
изучение закономерностей распределения в разрезе глубоких водоносных горизонтов пластового давления, коэффициента негидростатичности пластового давления, минерализации подземных вод и пластовой температуры; выявление причин и обоснование механизма формирования неоднородности гидрогеологических полей;
-
изучение изменений гидрогеологических условий нефтяных месторождений в процессе разработки;
-
обоснование использования видов и объемов геолого-геофизических и геолого-промысловых исследований при исследовании пластово-блокового строения нефтяных месторождений;
-
проведение анализа эффективности освоения нефтяных месторождений, осуществленного с позиций существующих подходов и методик;
-
изучение влияния пластово-блокового строения (межблоковьгх границ различного типа) на эффективность освоения нефтяных месторождений.
Научная новизна работы заключается в следующем:
-
в получении новых данных об условиях формирования глубоких подземных вод (в пределах конкретных нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири);
-
в обосновании методики исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений;
-
в проведении типизации межблоковых границ при рассмотрении гидрогеодинамиче-ских систем, характеризующихся пластово-блоковым строением;
-
в изучении влияния гидрогеологических условий нефтяных месторождений на эффективность их освоения (на примере нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и с использованием математического моделирования);
-
в обосновании принципов учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке.
Практическая значимость а реализация работы
Обоснована методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. Использование данной методики на конкретных нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири позволило принципиально уточнить представления об их геологическом строении и гидрогеологических условиях.
Обоснованы принципы учета пластово-блокового строения нефтяных месторождений при их разработке. Внедрение комплекса мероприятий, разработанных в соответствии с обоснованными принципами, позволило повысить эффективность разработки конкретных нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири.
Защищаемые положения 1. На основании результатов изучения гидрогеологических условий и их изменения при разработке доказано пластово-блоковое строение Восточно-Перевального, Выинтойского, Западно-Котухтинского и Средне-Хулымского нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири. Неоднородность гидрогеологических полей определяется различным гидродинамическим балансом блоков, который, по существующим представлениям, может быть обусловлен элизионным питанием, дегидратацией глинистых минералов, притоком флюидов из складчатого фундамента и другими причинами. На рассмотренных нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири в пластах раннемелового и юрского возраста в естественных уело-
виях фиксируются значительные изменения пластового давления, замеренного на близких глубинах, от 1-2 до 4-5 МПа; нереально высокие градиенты приведенного давления от 1-2-10"4 до 5-6-10"4 МПа/м; значительные изменения минерализации подземных вод, залегающих на близких глубинах, от 10-15 до 25 г/л; значительные различия абсолютных отметок водонефтяного контакта в соседних скважинах от 5-Ю до 35-40 м.
-
При разработке нефтяных месторождений в условиях резкого изменения пластового давления, химического состава подземных вод, флюидонасыщенности коллекторов их пластово-блоковое строение проявляется более четко ввиду более интенсивного гидродинамического воздействия на флюидодинамическую систему, обусловленного существованием разнонаправленных изменений пластового давления. В связи с этим при эксплуатации фиксируются; отсутствие гидродинамической связи между соседними нагнетательными и добывающими скважинами; избирательное распространение трассеров; незакономерное, казалось бы, обводнение продукции добывающих скважин; существенно различная продуктивность рядом пробуренных скважин; а также незакономерные результаты проведения различных геолого-технических мероприятий, прежде всего, таких как гидравлический разрьш пласта и бурение вторых боковых стволов с горизонтальным окончанием.
-
Обоснована методика исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений. При исследовании пластово-блокового строения при реализации предлагаемой методики принципиальной является необходимость использования гидрогеологической информации, включающей оценку характера распространения пластового давления, химического состава подземных вод, величин и направления градиентов приведенного давления, анализ изменения дебитов скважин, распространения трассеров, результатов геолого-технических мероприятий. При этом процесс исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений должен характеризоваться определенной стадийностью. Предложенная методика имеет принципиальное значение для повышения эффективности освоения месторождений. В ней четко отражены показатели, которые могут и в обязательном порядке должны использоваться для исследования пластово-блокового строения нефтяных месторождений.
4. Обоснована принципиальность учета существования границ пластово-блоковой системы
нефтяных месторождений и различного типа межблоковых границ в целях повышения эффек
тивности разработки нефтяных месторождений. Правильный учет позволит более эффективно
проектировать размещение добывающих и нагнетательных скважин, определять их количество
в различных блоках в зависимости от их размера, устанавливать оптимальные режимы работы
скважин с учетом расстояния до межблоковых границ различного типа.
Апробация работы и публикации
Результаты исследований докладывались на десяти Международных конференциях (в том числе на трех Международных конференциях студентов и аспирантов по фундаментальным
4 наукам «Ломоносов», один раз на Ломоносовских чтениях, дважды на Сергеевских чтениях (Материалы годичной сессии Научного совета РАН по проблемам геоэкологии, инженерной геологии и гидрогеологии), дважды на Международных конференциях «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа»), на II Всероссийской конференции молодых ученых «Материаловедение, технологии и экология в третьем тысячелетии» и опубликованы в 16 работах автора.
Структура и объем работы
Фильтрационно-емкостные свойства водов.шщающих отложении
В составе горелой и котухтинской свит выделяются две преимущественно песчанистые пачки, перекрываемые двумя регионально выдержанными тогурской и ра-домской глинистыми пачками соответственно, которые представлены дельтовыми, аллювиальными, озерно-лагунными, мелководно-морскими отложениями - серыми, мелко- и разнозернистыми, гравелистыми песчаниками и темно-серыми глинами и аргиллитами, нередко битуминозными [113, 152, 169]. В целом предполагаемые мощности горелой и котухтинской свит составляют 60-150 м на западе и 300 м на востоке [113, 152, 169J.
Средний отдел (Jj). В составе среднего отдела выделяются отложения верхней части горелой (котухтинской), тюменской и нижней части васюганской свит. Тюменская свита (htm) Тюменская свита согласно залегает (на отдельных участках с небольшим размывом в основании) на отложениях горелой (котухтинской) свиты или несогласно на породах доюрского основания (в пределах склонов положительных структур) [113, 152]. Отложения свиты выделяются в объеме верхней половины верхнего аалена - нижнего келловея. Представлены дельтовыми, аллювиальными, озерно-лагунными, мелководно-морскими отложениями - серыми, разнозернистыми песчаниками, мелким переслаиванием алевролитов, аргиллитов [152]. В целом мощность отложений тюменской свиты изменяется от 260-300 м (на юго-востоке) и 350 м (на северо-востоке) до 500-600 м (на северо-западе) [152, 169]. Для района работ характерно сокращение мощности одно-возрастных слоев отложений тюменской свиты в сводовых частях локальных поднятий по сравнению с отрицательными структурами [114].
Верхний отдел (Ji).
В составе верхнего отдела выделяются отложения верхней части васюганской, георгиевской, баженовской свит.
Васюганская свита (hvs) Выделяется в объеме среднего келловея - Оксфорда, представлена ирибрежно-морскими и глубоководными морскими отложениями. Свита подразделяется на нижнюю, представленную темно-серыми тонкоотмучепными глинами и аргиллитами, и верхнюю, сложенную светло-серыми песчаниками и алевролитами, с прослоями аргиллитов, подсвиты [113]. Мощность отложений свиты изменяется от 30-40 м (на северо-западе) до 55 до75 м (в центре) и до 80-100 м (на юго-востоке) [152, 169].
Георгиевская свита (hgr). Отложения свиты с видимым размывом залегают на песчаных породах пласта IOi [169J. Георгиевская свита в разрезе района работ представлена очень маломощной пачкой пород мощностью от 1 до 6 м. Она сложена кимериджскими нрибрежно-морскими и глубоководными морскими битуминозными аргиллитами и глинами темно-серыми, тонко-отмученными, с многочисленными включениями пирита и сидерита [152, 169.
Баженовская свита (iy-Kibz).
Выделяется в объеме волжского яруса верхней юры - низов берриаса нижнего мела. Свита представлена нрибрежно-морскими и глубоководными морскими отложениями. Строение разреза баженовской свиты отличается сложностью. Наряду с типичными, «нормальными» разрезами, выделяются участки с так называемым «аномальным разрезом» [152, 169J. «Нормальный разрез» представлен трещиноватыми темно-серыми битуминозными аргиллитами. «Аномальный разрез» представлен чередованием битуминозно-глинистых пород с переслаиванием песчаников и алевролитов. В пределах района работ установлены локальные зоны аномального увеличения мощности (от 45 до 100 м) за счет развития линзообразных иесчано-алевритовых тел. При этом «нормальные» мощности баженовских отложений, вскрытых в других скважинах, составляют 20-40 м. В целом мощность баженовской свиты изменяется от 20 до 100 м [169].
Меловая система (К) Меловая система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов. Нижний отдел (Ki) В разрезе нижнего отдела меловой системы в западной части района работ выделяются сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская свиты, нижняя и средняя подсвиты покурской свиты, а в восточной части района работ - мегионская, ванденская, алымская свиты, нижняя и средняя части покурской свиты [152, 169J.
Неокомский надъяруе (Kjb-br)
Пеокомская часть разреза, выделяемая в объеме берриаса - баррема, включает в себя сортымскую, усть-балыкскую, сангопайскую (на западе) и мегионскую, ванден-скую свиты (па востоке).
Пеокомские отложения несогласно залегают в основании нижнемелового разреза на породах баженовской свиты и в целом представлены иесчано-глинистыми образованиями, пласты которых характеризуются значительной протяженностью в субширотном (от 5-6 до 40-50 км) и особенно в субмеридиональном направлении (сотни км). Для них характерна принципиальная лиголого-фациальиая неоднородность, генетически связанная с условиями их формирования и проявляющаяся в чередовании песчаных и глинистых пластов не только в вертикальном, по и в горизонтальном направлении.
Песчаники серые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, с глинистым цементом. Алевролиты зеленовато-серые, глинистые, известковистые. Глины аргиллито-подобные, зелсновато-ссрыс. Аргиллиты темно-серые, крепкие. 13 среднем мощность неокомского клиноформенного комплекса составляет 700 м [159].
Алымская свита (Кщі) Представлена отложениями нижней части аптского яруса и подразделяется на две подсвиты. Нижняя нодсвита представлена прослоями светло-серых мелкозернистых песчаников. Верхняя нодсвита представлена серыми аргиллитами регионально выдержанной кошайской глинистой пачки. Общая мощность свиты составляет 100-190 м.
Покурская свита (КиуЖ)
Представлена отложениями верхов аптского яруса, альбекого яруса, сепоман-ского яруса верхнего мела и подразделяется на три подсвиты. Подсвиты в целом имеют похожий литологический состав - неравномерное переслаивание алеврито-песчаных и глинистых пород. Песчаники и алевролиты разнозернистые, слабосцементированные глинистым цементом. Однако отложения средней подсвиты в западной части района работ становятся более глинистыми и менее проницаемыми, чем отложения нижней и верхней подсвит. Мощность свиты составляет 700-900 м. Верхний отдел (К:). В составе верхнемеловых отложений выделяются верхняя подсвита покурской свиты, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты [113, 169]. Кузнецовская свита (Kikz) Представлена темно-серыми и серовато-зелеными глауконитовыми глинами, относимых но возрасту к туронскому веку и началу копьякского века. Мощность свиты изменяется от 15-20 до 50 м. Березовская свита (K- br) Представлена нерасчлененными отложениями коиьякского-сантонского ярусов и камнанского яруса - светлыми опоками и темно-серыми глинами. Мощность свиты изменяется от 110 до 180 м. Ганькинская свита (Kjgn) Представлена нерасчлененными отложениями маастрихтского яруса верхнего мела и датского яруса палеоцена- серыми глинами с прослоями известковистых алевролитов, мергелей. Мощность свиты составляет 50-100 м, увеличиваясь до 130-150 м на востоке. Кайнозойская эратсма (Kz)
Гидрогеологические условия
Горелая свита (l\gr) включает отложения нижней юры (в полном объеме) и низов ааленского яруса. Залегает несогласно на триасовых отложениях промежуточного комплекса, представлена переслаиванием песчаных и глинистых пород со сравнительно редкими включениями углей и углистых глин. В разрезе свиты выделяются пласты песчаников ЮС ю-?, перекрываемые тогульской и радомской глинистыми пачками. Отложения свиты в пределах участка не вскрыты. Предполагаемая мощность около 150 м.
Средний отдел (Ji)
Тюменская свита (Jitm) включает отложения верхов ааленского, байосского, батского и низов нерасчлененных келловейского-оксфордского ярусов. С неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. В разрезе свиты выделяются пласты-коллекторы ЮС9-2. Предполагаемая мощность свиты 500-600 м.
Верхний отдел (Js) включает васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.
Васюганская свита (hvs) включает верхнюю часть комплекса нерасчлененных отложений келловейского-оксфордского ярусов. Разрез свиты сложен в нижней части глинистыми, в верхней - песчано-глинистыми образованиями. К верхней части свиты приурочены перспективные на нефть пласты-коллекторы IOQ. Свита вскрыта на полную мощность и 10 скважинах, мощность ее составляет 33-37 м.
Георгиевская свита (hgr) включает отложения киммериджского яруса, представленные аргиллитами темно-серыми до черных, с зеленоватым оттенком, слабослюдистыми, плотными. Мощность свиты составляет 2 м.
Баженовская свита (hbz) несогласно залегает па отложениях георгиевской свиты. В состав баженовской свиты входят отложения волжского яруса и пижнеберриас-ские отложения. Особенностью разреза баженовской свиты является наличие зон ее аномальных мощностей, обусловленных развитием линзообразных песчано-алевритовых тел. Таким образом, выделяются два типа разреза баженовской свиты: «нормальный» и «аномальный». «Нормальный» разрез сложен аргиллитами битуми 43 нозными черными, горизонтально-слоистыми, трещиноватыми. Мощность разреза составляет 29-34 м. «Аномальный» разрез сложен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В данном разрезе выделяются линзообразные песчапо-алевритовые тела мощностью 10-15 м, к которым приурочены нефтеносные пласты-коллекторы. Мощность разреза составляет 46-101 м. Общая мощность свиты изменяется от 29 до 101 м. Мелован система (К) Меловая система представлена отложениями нижнего и верхнего отделов. Нижний отдел (Кі) включает сортымскую, усть-балыкскую, сангопайскую, алымскую, нижнюю и среднюю подсвиты покурской свиты [169].
Сортымская свита (K]Sr) включает отложения верхней части берриасского и нижней части валанжинекого ярусов. Сложена в основном аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов. В нижней части свиты выделяется ачнмовская толща, в верхней - пласты БСю-is- В разрезе ачимовской толщи сверху вниз выделяются пласты Ачь Ач2, Ачз, А44, представляющие интерес с точки зрения содержания в них залежей нефти, мощностью от 0 до 20 м. В верхней части свиты залегает регионально выдержанная чеускинская глинистая пачка. Общая мощность свиты составляет 338-426 м.
Усть-Балыкская свита (Kuts) представлена отложениями верхней части валан-жинского и нижней части готеривского ярусов и сложена ритмично чередующимися аргиллитами, алевролитами и песчаниками. В кровле нижней подсвиты выделяется регионально выдержанная сармановская глинистая пачка, в кровле всей свиты - пимская глинистая пачка. В объеме свиты выделяются песчаные пласты БС1.9. В разрезе пласта БС] выявлена залежь нефти [169J. Общая мощность свиты составляет 199-251 м.
Сангоиайская свита (К\_$п) представлена отложениями верхней части готеривского и барремского ярусов и сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. В объеме свиты выделяются пласты-коллекторы АС4-12- К пласту АСд приурочена залежь нефти [169]. Общая мощность сангопайской свиты составляет 204-229 м.
Алымская свита (\i\_al) представлена отложениями нижней части аптского яруса и сложена в основном аргиллитами с прослоями песчаника в нижней части разреза. В объеме свиты выделяются пласты АСі-з. Общая мощность ее составляет 162-186 м.
Покурская свита (K±?j)k) включает в себя нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена отложениями верхов аптского яруса; средняя -альбского яруса; верхняя - отложениями сеноманского яруса верхнего мела. Свита сложена неравномерным переслаиванием алеврито-пссчаных и глинистых пород. В кровле свиты (сеноманский ярус) выделяется пласт-коллектор ПК, к которому приурочена залежь газа. Общая мощность свиты составляет 864-884 м. 2.1.2. Тектоническое строение
В тектоническом отношении, согласно карте тектонического районирования ме-зозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы [66, 95], Восточно-Перевальное месторождение расположено на западе срединной части Ссверо-Сургутской моноклинали (структуры I порядка) в пределах Верхненадымского вала (структуры II порядка) и приурочено к Восточно-Перевальному локальному поднятию (структуре III порядка).
По кровлям основных продуктивных горизонтов БСі и АСд Восточно-Перевальное поднятие характеризуется двухкупольиым строением. Наиболее выраженный купол фиксируется в восточной части площади, где его амплитуда составляет около 35-49 м. Западный купол менее выражен и представляет собой .пологий структурный нос с амплитудой около 15 м. Ориентировка этих структур противоположна друг другу: западный структурный нос имеет, в основном, субширотное простирание, восточный у северо-западное. Размеры западного структурного осложнения 8,0x3,0 км , восточного - 14,0x7,0 км . Углы наклонов крыльев структуры составляют на уровне продуктивных пластов БС, и АС9 от 030 до 130 .
Коллективами ТОО «ГСД» и ООО «ВНИГИИ-2» были предложены совпадающие в общих чертах (в иликативном варианте) блоковые модели залежей в продуктивных пластах Восточно-Перевального месторождения [166, 173]. Однако в деталях имеются весьма существенные различия, касающиеся расположения дизъюнктивных нарушений в пределах месторождения. Согласно этим моделям [166, 173], залежи разбиты малоамплитудными нарушениями на разное число блоков (рис.10). По данным ООО «ВНИГНИ-2» [173], дизъюнктивные нарушения пронизывают осадочный чехол от фундамента до пластов группы ЛС включительно, возможно, выше.
По мнению специалистов ТОО «ГСД» [166], Восточно-Перевальное поднятие сформировалось в результате тектонических процессов в доюрское время - поднятие попало в зону пересечения разнонаправленных структуроформирующих движений.
Автором данной работы в результате детального анализа структурной карты но кровле пласта АС9 Западного купола Восточно-Перевального нефтяного месторождения (рис.10) установлено, что Восточно-Перевальное поднятие сформировано в результате сдвиговых деформаций в условиях спиралевидно-скручивающих движений.
Тектоническое строение 1
Мощность свиты достаточно резко уменьшается в западном направлении от 318 м (скважина № 54Р) до 160 м (скважина № 53Р) и до 89 м в скважине № 70Р Южно-Хулымской площади. Возраст свиты берриас-готеривский.
Черкашнискан свита (К\ "1)Г) подразделяется на две иодсвиты.
Нижняя иодсвита содержит три пачки. Первая снизу пачка представлена чередованием серых песчаников и алевролитов с глинами линзовидно-волнистыми. Глины аргиллитоподооныс, темно-серые, иногда зеленовато-серые, тонкоотмученные. Здесь выделяются песчаные пласты АС9-12- Мощность пачки 70-290 м. Средняя пачка сложена чередованием серых глин с алевролитами, реже песчаниками. Выделяются песчаные пласты ЛС7-АС8. Мощность пачки варьирует в пределах 50-150 м.
Над ней залегает достаточно мощная (20-40 м) толща темно-серых до черных плитчатых глин, аргиллитоподобиых, тонкоотмученных, под названием "быстринекая".
Верхняя подсвита представлена чередованием серых песчаников, алевролитов и глин линзовидно-волнистых. Встречаются намывы обугленного растительного детрита и аттрита. Здесь выделяются песчаные пласты АС4-АС6. Мощность иодсвиты 50-80 м.
Мощность свиты закономерно увеличивается с востока на запад с небольшим наклоном в северо-западном направлении от 640 м в скважине № 54Р до 752 м в скважине № 72Р. Средняя мощность 700 м. Возраст свиты гогерив-барремский.
Алымскаи свита (Kja) делится на две иодсвиты. Отложения свиты накапливались в приорежно-морских условиях. Нижняя иодсвита представлена песчаниками светло-серыми кварцевыми, переслаивающимися с темно-серыми алевролитами и глинами. В нижней подсвите выделяются пласты ACi, АС2 и АСз.
Верхняя иодсвита сложена преимущественно глинами с частыми тонкими прослоями алевролитов серых и глинистых известняков. Возраст свиты как аитский. Мощность свиты изменяется от 240 м до 281 м. Средняя мощность свиты 260 м.
Викуловекая свита (ICia"al) делится на две иодсвиты: нижнюю - преимущественно глинистую - и верхнюю - пссчано-глииистую, с преобладанием песчаников и алевролитов. Отмечается растительный детрит, сидерит, в кровле породы слабо каоли-низированы. В нижней части свиты отмечаются включения пирита (скважина № 70Р).
Толщина свиты изменяется от 262 м до 305 м. Средняя толщина свиты 284 м. Возраст свиты определяется по СПК как апт-альбекий.
Ханты-Мансийская (Kial-cm) свита согласно залегает на отложениях викулов-ской свиты и делится на две иодсвиты. Нижняя иодсвита представлена неравномерным переслаиванием морских серых аргиллитов с прослоями алевролитов, глинистых известняков и сидеритов. Верхняя подсвита сложена ирибрежно-морскими темно-серыми алевролитами и глинами с редкими прослоями песчаников. Мощность свиты изменяется в диапазоне от 318 до 351 м, в среднем составляет 335 м. Возраст альб-сеноманский.
Срсдпе-Хулымскос месторождение приурочено к Западно-Ярудейской впадине, в пределах которой выделяются Средне-Хулымская брахиангиклиналь и Южно-Хулымское поднятие - структура 3 порядка. Средне-Хулымская брахиаптиклиналь представляет собой крупную двухкупольпую складку меридиональной ориентации, к которой приурочено Средне-Хулымское нефтяное месторождение. К Южно-Хулымскому поднятию приурочено одноимённое месторождение [73].
Средне-Хулымская брахиаптиклиналь вместе с Северо-Хулымским локальным поднятием образуют структуру 2 порядка - Средне-Хулымский малый вал. Южно-Хулымское поднятие вместе с Северо-Хулымским 1 поднятием образуют структуру второго порядка - Западио-Хулымский структурный мыс.
Средне-Хулымская брахиангиклиналь характеризуется хорошим плановым совпадением по отражающим горизонтам осадочного чехла, что свидетельствует о конформности залегания основных отражающих горизонтов.
Средне-Хулымское поднятие в общем плане представляет крупную брахиантик-линальную складку меридиональной ориентации, сводовая часть которой осложнена несколькими куполами, существующими на уровнях отражающих горизонтов Л, Mi, Г самостоятельно [179].
В работе [177] установлено, что на территории Средне-Хулымского месторожде-ния в нижнемсловых отложениях в интервале продуктивных пластов АС о и АСю широко распространены дизъюнктивные нарушения (рис.28).
Средне-Хулымское месторождение расположено в районе с «сургутским» типом разреза (рис.2). Поэтому при рассмотрении гидрогеологических условий месторождения использовалась «Схема гидрогеологического расчленения разреза мезозойеко-кайнозойских отложений Среднего Приобья в районах с «сургутским» типом разреза» (рис.4). Водоносные горизонты Средне-Хулымского месторождения изучены крайне неравномерно как но разрезу, так и в плане. В пределах месторождения опробованы 4 водоносных горизонта. В разрезе месторождения наиболее полно изучен водоносный горизонт отложений черкашинской свиты (Ki_chr), к которому приурочен нефтеносный пласт АСю- В меньшей степени исследован водоносный горизонт отложений ачимов-ской толщи нижней нодевнты сортымской свиты (КІ.УП). к которому приурочен нефтеносный пласт Ач1 (рис.29, 30, 31). рис.28. Схеми диіьюнкіиішо-б.юконоіо строения Средне-Ху.тымскою нефтяного месторождения (но В.С.Славкину IWI) Пиже приводится характеристика водоносных горизонтов Средне-Хулымского месторождения (сверху вниз) для естественных условий (до начала разработки). Водоносный горизонт барремских-нижнеаптских отложений (Kibr-aQ Горизонт залегает па глубинах 2200-2290 м. Водоносные отложения горизонта представлены песчаными отложениями с высокими фильтрационно-емкостными свойствами - пористость составляет 30%, проницаемость достигает 1500 10"" мкм . Мощность горизонта составляет 50-60м.
Опробование горизонта проводилось в двух разведочных скважинах - пласты АСь АС5. Получены переливающие притоки воды дебитом от 35 до 50 м /сут при де прессии на пласт от 100 до 140 кг/см . Пластовое давление составляет 25,3 МНа (абсолютная отметка замера -2435 м) (рис.29). Минерализация подземных вод горизонта составляет около 5 г/л (рис.31), тип по В.А.Сулину [122] - гидрокарбонатно-натриевый. Водоносный горизонт отложений черкашинской свиты (Kychr) Горизонт залегает на глубинах 2700-2800 м, представлен алеврито-песчаными отложениями. Горизонт характеризуются неоднородным строением, иногда резким незакономерным изменением фильтрационно-емкостных свойств. Пористость по отдельным скважинам изменяется в интервалах от 16,2 до 22,6% (но данным геофизических исследований скважин - ГИС) и от 14,4 до 22,4% (по керну). Проницаемость по отдель-пым скважинам изменяется в интервалах от 16,1 до 429,6 10" мкм (по ГИС) и от 26,8 до 128,8 10" мкм (по керну) [171]. По данным гидродинамических исследований (ГДИ) проницаемость изменяется от 20 до 100 мкм2. Мощность горизонта составляет 60-80 м.
Горизонт опробован в 4 разведочных скважинах. В скважинах исследовались пласты AG)3 и АСю. Получены как фонтанирующие, так и непереливающие притоки нефти, нефти с водой и воды (воды от 0 до 100%) дебитом от 1,5 до 50 м3/сут при де у прессии на пласт от 100 до 140 кг/см . Пластовые давления изменяются от 27,0 до 29,0 МПа (рис.29), разница давлений, замеренных на близких глубинах, достигает 2,0 МПа. Коэффициенты негидроста-тичности пластовых давлений [30] изменяются от 0,99 до 1,05 (рис.30). Минерализация подземных вод горизонта составляет 8-11 г/л (рис.31), тип но В.А.Сулину 1122] - гидрокарбонатно-натриевый. Распределение минерализации подземных вод, также как и пластовых давлений, замеренных на близких глубинах, носит «неупорядоченный» характер.
Принципы учета пластово-блокового строения при разработке нефтяных месторождений
Выше уже отмечалось, что согласно существующим представлениям многих исследователей [13, 16, 17, 29, 36, 39], глубокие водоносные горизонты и сопряженные с ними нефтяные месторождения характеризуются иластово-блоковым строением. В настоящее время пластово-блоковое строение глубоких водоносных комплексов и нефтегазоносных горизонтов установлено в различных артезианских бассейнах и нефтегазоносных бассейнах1 [16, 17, 29, 36, 38,67].
В предыдущей главе на примере конкретных нефтяных месторождений Западной Сибири показано, что они характеризуются пластово-блоковым строением. Гидродинамическая связь между различными участками этих месторождений затруднена, что приводит к существованию гидродинамических блоков, характеризующихся различными условиями формирования гидрогеологических полей (поля пластовых давлений, поля минерализации). Подобные гидрогеологические условия свойственны и другим нефтяным месторождениям Западной Сибири.
В пределах многих нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири нижнемеловые и юрские, а на севере Западной Сибири и верхнемеловые, и кайнозойские нефтегазоводопосные пласты характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений различного генезиса и амплитуды [45]. При этом в последние годы в работах многих отечественных и зарубежных исследователей [41, 93, 120, 121], что тектоническими экранами, могут быть не только высоко- и среднеамплитудные разломы, способные обеспечивать вывод проницаемых пород коллекторов по плоскости разлома к непроницаемым, но и мало- и даже безамплитудные дизъюнктивные дислокации.
В работах ряда авторов [23, 24, 25, 26, 120, 121, 164, 168, 173, 174, 175, 176, 177] предложены методики выделения изолированных тектонических блоков. Использование данных методик позволило их авторам обосновать модели дизъюнктивно-блокового строения многих нефтяных месторождений Западной Сибири.
Однако используемые в настоящее время методики дают принципиально различные результаты, то есть приводят к созданию нескольких принципиально различных моделей геологического строения месторождений. Например, существуют три модели геологического строения Восточно-Перевального нефтяного месторождения. Две различные модели дизъюнктивно-блокового строения предложены коллективами ООО «ВНИГНИ-2» (В.С.Славкин, 1999) и ТОО «ГСД» (Л.П.Жуков, 1999). Модель пластово-блокового строения предложена автором [134].
Помимо трех дизъюнктивных (блоковых) моделей его строения, И.С.Гутманом предложена пластовая модель его строения [162]. На основе детальной корреляции разрезов скважин он предложил выделять вместо единого пласта АС9 шесть относительно изолированных пропластков ACg0, ЛС91, ЛС9 , ACQ3, ЛС94 и АС95. Заметим, что, по мнению автора данной работы, подобное строение не объясняет динамику обводнения добывающих скважин, отсутствие гидродинамической связи между различными участками месторождения, отрицательный эффект от проведения гидравлического разрыва пласта в одной из добывающих скважин [130,134, 137,138, 139].
Для ряда нефтяных месторождений также предлагались модели блокового строения нефтяных залежей, которые в действительности с гидрогеологических позиций характеризуются пластовым строением. Гак, например, при разведке Бахиловского месторождения нефти, расположенного в Толькинском нефтегазоносном районе Пур-Тазовской нефтегазоносной области (Западная Сибирь), была предложена дизъюнктивно-блоковая модель его строения [127, С.56]. В результате доразвсдки Бахиловского нефтяного месторождения было установлено, что с гидрогеологических позиций оно характеризуется пластовым строением, а не пластово-блоковым строением.
Однако сложности, связанные с выделением относительно изолированных гидродинамических блоков, возникают не только в ходе геологоразведочных работ на нефть и (или) при доразведке нефтяных месторождений, по и при их разработке.
Так, например, при разработке Северо-Варьеганского нефтяного месторождения, расположенного в Нижневартовском нефтегазоносном районе Срсднеобской нефтегазоносной области (Западная Сибирь), возникла проблема недостаточной изученности геологического строения месторождения. Принятая за основу модель нлнкативного строения не позволяла объяснить различные факты: «почти стометровую разницу в отметках ВПК в различных частях месторождения, разную изменчивость разреза рядом пробуренных скважин в низкопродуктивных зонах пласта ЮВ/, наблюдавшееся в некоторых случаях отсутствие влияния закачки воды на соседние добывающие скважины, избирательное распространение трассеров от нагнетательных скважин и др.» [20, С.112]. С целью выяснения детальной картины выработки запасов пластов IOB1-1, 10В1-2, ЮВ1-3 и составления проекта разработки нижележащих пластов проводились работы по созданию «разломно-блоковой модели» месторождения [20, С. 112]. В рамках данных работ в 1985-1987 годах на уже разрабатываемом месторождении были проведены дополнительные сейсмические полевые исследования по довольно густой сетке профилей. Как отмечается в [20, С.112], «к сожалению, эта попытка оказалась неудачной, бурение новых скважин не подтвердило прогнозного строения пластов».
Таким образом, даже проведение дополнительных дорогостоящих высокоточных сейсмических исследований не позволило создать модель пластово-блокового строения Северо-Варьсганского нефтяного месторождения. Хотя, по мнению автора данной работы, оно характеризуется именно нластово-блоковым, а не пластовым строением, как и многие другие нефтяные месторождения центральной части Западной Сибири. Отрицательный результат проведенных работ по созданию нластово-блоковой («разломно-блоковой») модели строения Северо-Варьеганского месторождения обусловлен отсутствием четкой методики разделения флюидодннамических систем на гидродинамические блоки.
Некорректное разделение флюидодннамических систем на гидродинамические блоки приводит к ряду следующих проблем: наличию нескольких принципиально различных моделей блокового строения нефтяных залежей, а также изучению, проектированию и осуществлению разведки и разработки нефтяных залежей, характеризующихся нластово-блоковым строением, с позиций пластового строения, и в меньшей степени имеющее место изучение и освоение нефтяных залежей, характеризующихся пластовым строением, с позиций пластово-блокового строения.
В связи с этим создание и внедрение в практику геологоразведочных работ, а также работ по проектированию, контролю и регулированию разработки нефтяных месторождений методики картирования межблоковых границ является актуальной задачей. Выявление гидродинамических блоков и изучение нефтяных месторождений с позиций пластово-блокового строения (как в естественных условиях - при их поисках и разведке, так и в нарушенных условиях - при их разработке) позволит существенно повысить эффективность их разведки и особенно их разработки.
Однако, несмотря на это, вплоть до настоящего момента разведка и разработка большинства нефтяных месторождений Западной Сибири осуществляются па базе пластовых моделей их строения. Во многом это связано с отсутствием методики выявления межблоковых границ, разобщающих единую, казалось бы, флюидодинамическую систему на относительно изолированные гидродинамические блоки.
По мнению автора данной работы, все эти проблемы связаны, по крайней мерс, с двумя причинами. Во-первых, различные авторы по-разному трактуют понятия «гидродинамический блок» и «пластово-блоковое строение». Более того, эти понятия часто ошибочно отождествляются с понятиями «тектонический блок» и «дизъюнктивно-блоковое строение». Во-вторых, для выделения гидродинамических блоков разными авторами используются различные методики, использующие определенные критерии, но без привлечения гидрогеологических данных в необходимом объеме.
