Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири

Первая глава.

В первой главе рассматривается современное состояние проблемы, а также описывается геологическое строение исследуемого месторождения.

Изучением и построением моделей месторождений с непостоянным положением ВНК залежей в пределах юго-востока Западной Сибири занимались многие исследователи и научные коллективы: Р.В. Белов, В.Б. Белозёров, Г.А. Берилко, Г.И. Берлин, А.В. Гавура, А.Ф. Глебов, К.Н. Григоренко, В.П. Девятов, А.В. Ежова, И.А. Иванов, Н.В. Коптяев, О.Н. Костеша, В.П. Иванченков, В.П. Максимов; Н.Т. Мандрикова; В.П. Меркулов, Н.М. Недоливко, В.Н. Панков, Г.Н. Перозио, В.С. Славкин, Г.Ф. Степаненко, Н.Ф. Столбова, Б.А. Фёдоров, Л.С. Чернова, О.С. Чернова, Э.С. Крец, и др.

Капиллярно-экранированная модель И.А. Иванова, разработанная в результате литолого-фациальных исследований 1988-1991 гг., диагностирует физико-литологическую природу гидродинамического экранирования залежей, объясняя притоки воды в скважинах на высоких гипсометрических отметках влиянием капиллярных сил в коллекторе.

В 1989 г. Н.В. Коптяевым рассматривалась гидродинамическая модель плавно-наклонного ВНК. Автор связывал <плавающее> по разрезу положение ВНК (с разницей абсолютных отметок до 80 м) залежи в подугольной толще васюганской свиты с наклонной поверхностью ВНК.

По мнению В.Б. Белозерова и других исследователей, выполнивших сейсмогеологическое моделирование верхнеюрских отложений в 1994 г., значительную роль в перераспределении нефти внутри резервуара играют маломощные прослои аргиллитов и карбонатизированных песчаников, являющихся своеобразными внутренними литологическими барьерами. Эти прослои разделяют коллектор на ряд обособленных в разрезе и плане резервуаров.

В тектонически-экранированной модели В.С. Славкина, предложенной в 1995 г., основной упор делается на разломную тектонику, как движущую силу верхнеюрских седиментационных процессов, оживленную в неоген-палеогеновое время и оказавшую, в конечном итоге, большое влияние на распределение залежей (Славкин В.С. и др., 1995). Мозаичное распределение нефтяных полей объясняется наличием целой системы малоамплитудных разломов северо-восточного простирания, являющихся гидродинамическими барьерами для выделяемой совокупности нефтяных залежей (Славкин В.С., 1995, 1999).

В литологической модели, разработанной в этом же году группой исследователей во главе с И.А. Ивановым, роль барьеров, разделяющих нефтяное поле месторождения на ряд самостоятельных залежей, выполняют зоны коллектора, с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками.

По результатам исследований на керне 1996-1998 гг. была рассмотрена модель вторичных изменений (Степаненко Г.Ф. и др., 1998; Столбова Н.Ф. и др., 1998). Проводилось детальное литолого-петрографическое изучение отложений продуктивного горизонта Ю₁, направленное на выявление процессов наложенного эпигенеза, ухудшающих петрофизические параметры коллекторов.

Большой интерес с точки зрения вышеописанной проблематики представляет месторождение в юго-восточной части Западной Сибири, в тектоническом плане приуроченное к одноименному локальному поднятию. Промышленная нефтеносность связана с верхнеюрскими песчаными пластами Ю₁² и Ю₁³ верхневасюганской подсвиты, представленными пластами песчаников с пропластками аргиллитов, алевролитов и уплотненных песчаников. Мощность верхневасюганской подсвиты составляет 27-41 м.

Перепады глубин продуктивных отложений на месторождении составляют 40-50 м; перепады положения ВНК* составляют 11-15 м. На месторождении с 2001 г. ведется добыча нефти с использованием нагнетательных скважин.

Предлагаемые модели исследуемого месторождения предполагают наклонный или горизонтальный уровень ВНК* залежей, который противоречит результатам разработки месторождения. Кроме этого, в принятом контуре ВНК* месторождение разбурено, и поэтому необходим поиск новых направлений бурения. Очевидно, что построение научно-обоснованной модели месторождения с учетом всей геолого-геофизической информации (данные по пробуренным скважинам и 3Д МОГТ сейсморазведочным работам) является актуальной и необходимой задачей.

Малая амплитуда структуры, малые мощности продуктивных пластов, небольшие перепады положения ВНК* залежей - факторы, которые препятствуют использованию возможностей сейсморазведки в полной мере ввиду ограниченной разрешающей способности. Поэтому для изучения такого рода месторождений и выявления причин разного положения ВНК* залежей необходим новый подход. Кроме этого, положение ВНК* залежей в ряде скважин могло измениться в процессе эксплуатации месторождения. Автором же изучается первичное положение ВНК* залежей до начала эксплуатации месторождения; а изменение положения ВНК* в процессе разработки месторождения - не является целью данной работы.