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

Глава 2. Гидрогеологические условия нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и их изменение в процессе разработки.

В работе с особой детальностью рассмотрены гидрогеологические условия четырех нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири и их изменение при разработке (Восточно-Перевального, Средне-Хулымского, Выинтойского и Западно-Котухтинского). Рассматриваемые нефтяные месторождения характеризуются схожими геологическим строением, нефтегазоносностью, гидрогеологическими условиями. Эти месторождения в тектоническом отношении приурочены к относительно небольшим по размеру локальным структурам, амплитуда которых по кровле продуктивных пластов составляет около 30-50 м. Размеры структур в плане составляют первые километры, иногда достигают 10-12 км². Месторождения многопластовые, то есть в их разрезе присутствуют несколько нефтеносных пластов. Нефтегазоносность рассмотренных месторождений связана с пластами юрского и раннемелового возраста. Гидрогеохимический разрез месторождений характеризуется инверсией. По качеству запасов нефти месторождения относятся к категории месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Распределение приведенных давлений в плане по пластам АС9 Восточно-Перевального месторождения, по пласту АС₁₀ Средне-Хулымского месторождения, БВ₄, Ач0, Ач1, Ач2, Ач3, Ач4, ЮВ₁ Выинтойского месторождения, Ач1 и ЮВ₁ Западно-Котухтинского месторождения свидетельствует о том, что с позиций пластового строения, то есть при существовании единой гидродинамической системы, в пластах должны существовать нереально большие градиенты приведенного давления (свыше 2^.10^-4, в среднем 5^.100^-4 МПа/м). В пределах второго и третьего гидрогеологических этажей, в зоне весьма затрудненного водообмена существование таких высоких градиентов приведенного давления, по существующим представлениям (В.И.Дюнин и др., 2000) может быть связано только с наличием в пластах гидродинамических границ, разобщающих гидродинамическую систему на относительно изолированные блоки.

Распределение минерализации подземных вод продуктивных пластов в плане также носит неупорядоченный мозаичный характер. Существование подобного <незакономерного> поля минерализации не находит объяснения с позиций пластового строения, но может быть удовлетворительно объяснено наличием гидродинамических границ, разобщающих продуктивные пласты на гидродинамические блоки с различными условиями формирования подземных вод.

Анализ структурного плана продуктивных пластов не позволяет явно выделить какие-либо структуры, с которыми могут быть связаны упоминавшиеся выше гидродинамические границы и отмеченные выше особенности распределения приведенных давлений и минерализации подземных вод по пластам. По всей видимости, в роли гидродинамических границ различного типа выступают разрывные нарушения различного генезиса и амплитуды.

Результаты изучения изменения гидрогеологических условий Восточно-Перевального и Средне-Хулымского нефтяных месторождений в период разработки показывают, что в изменениях пластовых давлений, минерализации добываемой воды, обводненности продукции добывающих скважин наблюдаются принципиальные различия, на основе которых могут быть выделены группы скважин, характеризующихся сходством этих изменений и располагающихся в плане не хаотично, а упорядоченно группирующихся в блоки. Анализ изменения пластовых давлений, минерализации добываемой воды, обводненности продукции по конкретным скважинам в период разработки продуктивных пластов (в нарушенных условиях), позволил четко выделить относительно изолированные гидродинамические блоки (рис.1, 2).

Таким образом, очевидно, что Восточно-Перевальное и Средне-Хулымское нефтяные месторождения характеризуются пластово-блоковым строением (рис.1, 2). Так как, с классических позиций пластового строения, не находят объяснения многочисленные данные разносторонних исследований, проведенных на месторождениях в нарушенных условиях (при разработке месторождения) - относительно быстрое, <незакономерное> обводнение продукции добывающих скважин; <незакономерное> изменение пластового давления и минерализации добываемой воды по скважинам; отсутствие гидродинамической связи между соседними нагнетательными и добывающими скважинами; наличие обособленных групп скважин с общими закономерностями изменения пластового давления, обводненности добываемой продукции и минерализации добываемой воды; отрицательные эффекты от геолого-технических мероприятий.

Гидродинамические границы между блоками, по всей видимости, могут быть представлены разрывными нарушениями с заполнителем (залеченные процессами новоминералообразования) и разрывными нарушениями без заполнителя (высокопроницаемые зоны, выявленные в результате трассерных исследований) (рис.1, 2).

В определенной мере проявление пластово-блокового строения нефтяных месторождений фиксируется и в естественных условиях (при разведке месторождений), с чем связано неупорядоченное мозаичное распределение в плане пластовых давлений и минерализации подземных вод. Некоторые из выделенных блоков намечались при изучении распределения пластовых давлений и минерализации подземных вод в плане до начала разработки месторождения. В нарушенных условиях (при разработке месторождения), когда резко увеличиваются градиенты давления и скорости фильтрации, выделение блоков производится более четко.

Таким образом, пространственное положение гидродинамических границ, разобщающих единую флюидодинамическую систему на относительно изолированные гидродинамические блоки, может быть установлено в результате гидрогеологических исследований при разведке и в большей степени при разработке нефтяных месторождений.