Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке

Глава 1. Геологическое строение и гидрогеологические условия центральной части Западной Сибири.

В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие докембрийские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения. Залежи нефти связаны с меловыми, юрскими отложениями, а также с отложениями коры выветривания фундамента. Изучаемый интервал геологического разреза представлен песчано-глинистыми отложениями преимущественно морского и прибрежно-морского генезиса.

Для большинства мелких структурных форм осадочного чехла установлено их унаследованное развитие от погребенных складчатых структур фундамента (А.Э.Конторович и др., 1975). Разрывные нарушения со смещением, имеющие тектоническую природу, наибольшее распространение получили на участках, где фундамент занимает относительно приподнятое положение. Нередко разрывные нарушения группируются в зоны шириной до 5 км и более, ориентированные независимо от простирания структур более древних структурных этажей (В.В.Шелепов, 2000). В течение долгого времени считалось, что все тектонические нарушения унаследованы от разломов в доюрском основании. Однако, появившиеся в последнее время результаты обработки данных 3D сейсморазведки (Г.Н.Гогоненков и др., 2002) показали, что существуют целые системы дизъюнктивных дислокаций, не имеющие глубинных <корней>.

В гидрогеологическом отношении район работ расположен в пределах крупного Западно-Сибирского артезианского бассейна, изучением которого в разное время занимались С.Г.Бейром, Г.П.Богомяков, В.А.Всеволожский, С.С.Бондаренко, Ю.П.Гаттенбергер, М.С.Гуревич, В.И.Дюнин, В.П.Дьяконов, Ю.Г.Зимин, А.А.Карцев, А.Э.Конторович, Н.М.Кругликов, Б.Ф.Маврицкий, В.М.Матусевич, А.Д.Назаров, И.И.Нестеров, В.А.Нуднер, А.А.Розин, Н.Н.Ростовцев, Б.П.Ставицкий и другие исследователи.

Водоносные горизонты и слабопроницаемые толщи отличаются существенной фильтрационной неоднородностью, определяющей возможность наличия гидрогеологических окон. В значительно большей степени гидродинамической связи водоносных горизонтов могут способствовать разрывные нарушения в осадочном чехле, являющиеся путями перетоков флюидов.

С глубиной происходит изменение фильтрационно-емкостных свойств водоносных и водоупорных пород. Причем с одной стороны происходит ухудшение фильтрационных и емкостных свойств водоносных пород (алеврито-песчаных) за счет процессов уплотнения и цементации порового пространства, а с другой стороны - улучшение фильтрационных свойств водоупорных пород (глинистых) за счет их аргиллитизации и повышения трещиноватости. Автором работы на основании интерпретации результатов трассерных исследований, проведенных на конкретных нефтяных месторождениях центральной части Западной Сибири, в терригенных отложениях раннемелового и юрского возраста выявлены высокопроницаемые зоны.

В работе основное внимание уделено подземным водам юрских и нижнемеловых отложений, то есть глубоким подземным водам. Обзор исследований, относящихся к условиям движения глубоких подземных вод, сделан В.И.Дюниным и др. (2000). Основной сформулированный им вывод сводится к тому, что в настоящее время представления о динамике глубоких подземных вод артезианских бассейнов весьма противоречивы, но среди них можно выделить два основных мнения. Сторонники первого считают, что в зоне затрудненного водообмена существует движение подземных вод, согласно второму в данной части разреза подземные воды находятся в относительном или полном покое. В качестве схем формирования потоков глубоких подземных вод выделяются три основные схемы: артезианская; элизионная; пластово-блоковая.

Артезианская схема предложена в начале 40-х годов ХХ века. Сторонниками артезианской схемы являются А.И.Силин-Бекчурин, М.А.Гатальский, Е.В.Пиннекер, В.А.Кротова и др. Согласно артезианской, или инфильтрационной, по А.А.Карцеву (1972) схеме, существуют региональные потоки глубоких подземных вод от краевых областей питания к региональным областям разгрузки.

Элизионная схема предложена рядом исследователей в середине 60-х годов ХХ века. Сторонниками этой схемы являются А.А.Карцев, С.Б.Вагин, В.М.Матусевич, В.П.Шугрин, Ю.В.Мухин, И.Г.Киссин, И.К.Зайцев и др. Согласно элизионной схеме, движение региональных потоков подземных вод осуществляется за счет элизионного питания из наиболее погруженных частей разреза (областей питания) к периферии бассейнов (областям разгрузки).

Пластово-блоковая схема предложена В.А.Всеволожским, В.И.Дюниным в начале 80-х годов ХХ века. В отличие от рассмотренных выше схем пластово-блоковая схема отказывается от предпосылки гидравлического механизма передачи пластовых давлений. Структура потоков подземных вод определяется затрудненным взаимодействием смежных относительно изолированных блоков. Низкая в целом проницаемость разреза и изоляция смежных блоков приводят к тому, что поля пластовых давлений, температур, минерализации характеризуются резкой дифференциацией в плане и в разрезе.

Изучение гидрогеологических условий центральной части Западной Сибири показало, что от комплекса к комплексу происходят изменения химического состава подземных вод, величин пластовых давлений, коэффициентов негидростатичности пластового давления. Подобные изменения проявляются и в пределах одного комплекса (от участка к участку).

В естественных условиях изучено распределение в разрезе двенадцати нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири пластового давления, коэффициента негидростатичности пластового давления, минерализации подземных вод и пластовой температуры. Изменение минерализации, определенной на близких глубинах, достигает 10-15 и даже 25 г/л. Гидрогеохимический разрез данных нефтяных месторождений характеризуется инверсией. Интенсивность изменения минерализации подземных вод по разрезу изменяется от 3-5 до 15-20 г/л. Изменение пластового давления, замеренного на близких глубинах, достигает 1,5-2,0 и даже 3,6 МПа. Изменение коэффициента негидростатичности, определенного на близких глубинах, достигает 0,10 и даже 0,14 д.ед. В целом величина коэффициента негидростатичности пластового давления в пределах изученных месторождений изменяется от 0,90 до 1,13 д.ед. Изменение пластовой температуры, замеренной на близких глубинах, достигает 10-15 и даже 21^oС.

Полученные результаты не могут быть удовлетворительно объяснены с позиций артезианской или элизионной схем формирования потоков глубоких подземных вод. Таким образом, можно предполагать, что рассмотренные нефтяные месторождения центральной части Западной Сибири характеризуются пластово-блоковым строением.