Грищенко М.А., Светлов К.В. (ЗАО ТННЦ)

Запасы нефти и растворенного газа Пермяковского месторождения были утверждены Государственной комиссией в 1976 г. В то время представление о строении месторождения основывалось на данных сейсмосъемки МОВ масштаба 1:100000 и результатах бурения 13 поисково-разведочных скважин. Залежи нефти были установлены в пластах Ю₁¹ и Ю₁², приуроченных к отложениям васюганской свиты (продуктивный горизонт Ю₁). Решением Стратиграфической конференции 1991 г. эти отложения в районе месторождения были обособлены и названы наунакской свитой. Предполагалось, что водонефтяной контакт (ВНК) обоих пластов находится на одном уровне. Его поверхность проводилась на абсолютных отметках (а.о.) -2390 +3 м. Небольшие колебания поверхности контакта соответствовали его фактическому положению в скважинах, определенному по данным ГИС. Какой-либо закономерности в изменении положения поверхности ВНК не было установлено.

С 1985 г. месторождение введено в промышленную разработку. В ходе доразведки и эксплуатационного бурения запасы месторождения неоднократно пересматривались. В 1990 г. в НижневартовскНИПИнефти был произведен полный пересчет запасов месторождения, который был утвержден Центральной комиссией по запасам полезных ископаемых (изменение объема запасов не превышало 20% от величины утвержденной ГКЗ). Позже, в результате бурения разведочных и оценочных скважин производились оперативные приросты запасов на различных периферийных участках месторождения. При проведении всех этих пересчетов запасов основы модели месторождения (положение ВНК и выделение границ пластов) оставались без изменения. Гипсометрическое положение скважин корректировалось с учетом ранее утвержденного уровня ВНК. Выделение границ продуктивных пластов приводилось в соответствие с ранее утвержденными схемами корреляции.

В настоящее время на месторождении существенно увеличилась плотность сейсмических наблюдений, кроме того, пробурено 27 поисково-разведочных (включая оценочные) и 240 эксплуатационных скважин. В основном, за исключением отдельных периферийных участков, площадь месторождения покрыта сеткой эксплуатационных скважин. Данные многих скважин уже трудно согласовать с ранее принятой моделью месторождения. При увязке всех скважин в единую схему корреляции выясняется, что глинистые прослои, ранее рассматриваемые в качестве границ пластов, не выдержаны по площади. Становится очевидным, что выделенные при оперативном пересмотре запасов границы пластов смещаются с одного коррелируемого прослоя на другой. Также выяснилось, что нуждается в существенном уточнении положение поверхности ВНК. Во многих скважинах, пробуренных в зонах, где коллектор, согласно прежним структурным построениям, должен быть до подошвы нефтенасыщен, обнаружена (по данным ГИС и освоения) подошвенная вода. Как показывает анализ, это положение не является результатом изменения насыщения пласта в процессе разработки запасов. Для корректной подготовки проектных документов на дальнейшую разработку запасов возникла необходимость пересмотра геологической модели месторождения, а соответственно, и пересчета запасов. В настоящее время эта работа находится в стадии завершения.

Рис.1. Схема корреляции пластов наунакской свиты близлежащих месторождений Александровского мегавала

При проведении корреляции разрезов Пермяковского месторождения с соседними Кошильским и Хохряковским (рис.1) замечено отличие в выборе реперов, используемых при прослеживании границ пластов. На двух последних месторождениях границей между пластами Ю₁¹ и Ю₁²является прослой глин, залегающий над хорошо прослеживаемым на всей изучаемой площади углистым репером (репер 1 на рис.2). Этот репер по данным ГИС заметен во всех скважинах Пермяковского месторождения. Залегающий над ним слой глин также выдержан по всей территории месторождения. Этот слой является завершением трансгрессивного цикла осадконакопления.

Рис.2. Схема корреляции пластов наунакской свиты Пермяковского месторождения

Ранее раздел пластов проводился по глинистому прослою, соответствующему началу трансгрессии моря, который опесчанивается на отдельных участках (скв.407 на рис.2). В связи с этим корреляция продуктивных пластов Пермяковского месторождения была приведена в соответствие с соседними месторождениями.

Другая трудность выполняемой корреляции пластов заключается в неоднозначности проведения границы между наунакской и залегающей ниже тюменс кой свитой. Тюменская свита представлена преимущественно континентальными осадками. В отличие от имеющих морской генезис отложений васюганской свиты, наунакские отложения имеют признаки как прибрежно-морского, так и континентального генезиса. На западном крыле Лабазной структуры, к кото рой приурочено Пермяковское месторождение, где отложения наунакской свиты переходят в васюганскую свиту, выделение кровли тюменской свиты особых затруднений не вызывает. В центральной и восточной частях месторождения разделение этих свит сложнее.

Практическое значение возрастного разделения отложений связано с тем, что в подошве наунакской свиты есть невыдержанные песчаные прослои, которые в процессе ранее выполняемых корреляций плас тов местами относились к продуктивным отложениям горизонта Ю₁, а местами — к тюменской свите. В процессе проведения общей корреляции всех эксплуатационных и разведочных скважин выделен и прослежен углисто-глинистый репер в нижней части наунакской свиты (репер 2 на рис.2), расположенный в кровле упомянутых прослоев. Этот репер выражен несколько слабее, чем репер в кровле пласта Ю₁², но все же он прослеживается на большей части месторождения. С использованием этого репера был выделен неоднородный пласт Ю₁³, который глинизируется на участках, имеющих мозаичное распространение по площади месторождения, и является продуктивным в наиболее приподнятой южной части структуры, где развит в песчаной фации.

Для корректного моделирования поверхности ВНК проведен анализ с целью выявления закономерностей, обусловливающих гипсометрическое положение контакта. Анализировалось влияние капиллярных сил, тектонических и литологических экранов, процесса разработки, неотектонических движений, неточности инклинометрии в наклонных скважинах.

Нужно заметить, что последний фактор существенно осложнял проведение анализа. В ряде случаев в скважинах, находящихся друг от друга на расстоянии около 500 м и не разделенных экраном, разница в гипсометрическом положении контакта превышала объяснимую с позиций физики величину. Например, в скв.255 и 256 разница положения ВНК превышает 40 м. Эту разницу можно объяснить только неточностью инклинометрии. Половина этого расстояния сопоставима с допустимой погрешностью стандартной инклинометрии с учетом глубин и наклонов названных скважин.

В результате проведенного анализа влияние на гипсометрию контакта большинства факторов не нашло подтверждения. Наиболее вероятной причиной сложного положения ВНК являются неотектонические движения структуры. Многие специалисты в области тектоники считают, что в Западной Сибири Александровский мегавал, в пределах которого находится месторождение, претерпевает наиболее активные неотектонические перестройки [1]. Учитывая опыт изучения соседнего Кошильского месторождения [2] и возможности палеоструктурных реконструкций, были восстановлены палеорельеф структуры и гипсометрическое положение ВНК в сеноманское время.

Рис.3. Схема обоснования ВНК Пермяковского месторождения: а — в сеноманское время; б — современное состояние

На основании этих построений можно предположить, что структурная ловушка, к которой приурочено месторождение, в это время была заполнена нефтью и имела горизонтальный ВНК (рис.3а). Позже произошел дополнительный локальный рост структуры. В результате этого центральная часть месторождения приподнялась вместе с ВНК. Кроме того, как и другие соседние структуры Александровского мегавала, Лабазное поднятие испытало некоторый наклон с запада на восток. В результате этого сформировалась поверхность контакта, которая в своде структуры выгнута вверх, а на крыльях опущена, причем восточное крыло опу щено несколько ниже, чем западное. На рис.3б вертикальной штриховкой показаны смещения гипсометрического положения структуры и ВНК, произошедшие в постсеноманское время (красным цветом – рост, синим – понижение).

В ходе анализа было замечено, что в скважинах, где раздел воды и нефти не проходит внутри выдержанного глинистого прослоя, по данным ГИС наблюдается зона переходного насыщения. Причем в скважинах, вскрывших пласт на участках, испытавших значительное неотектоническое движение, переход более расплывчат и значителен по толщине, тогда как в скважинах на участках, где результирующее вертикальное смещение было минимальным, переходная зона сравнительно невелика. Например, скв.40р (см. рис.3б), где практически не происходило вертикальных подвижек, имеет переходную зону (с неясным насыщением) всего 2 м. На основании этого можно предположить, что в настоящее время идет процесс перетока флюидов с тенденцией выравнивания положения ВНК.

С учетом изменения гипсометрии структуры в ходе неотектонических движений была скорректирована поверхность контакта в двумерной и трехмерной моделях месторождения. В совокупности с описанными изменениями в выделении продуктивных пластов это позволило создать модель, соответствующую современному состоянию изученности месторождения, которая может быть использована для составления дальнейших проектных документов на разработку запасов.

Литература

1. Бочкарев В.С., Тулубаев С.А. Палеотектонический анализ и этажи нефтегазоносности крупных поднятий Надым-Тазовского междуречья (Западная Сибирь) // Геология, геофизика и разведка нефтяных и газовых месторождений. -2003. — № 4-5. — С. 90-95.
2. Стовбун Ю.А., Светлов К.В., Теплоухова И.А. и др. Влияние неотектонических движений на строение верхнеюрских залежей нефти месторождений Александровского мегавала // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Материалы VI научно-практической конференции.- Ханты-Мансийск.- 2002.- Том 1.- С. 329-335.