К оглавлению

УДК 553.98:532.5(571.53)

Геогидродинамика Ярактинско-Аянского месторождения

М. Б. БУКАТЫ (Томский политехн. ин-т)

Геологическое строение, нефтегазоносность, гидродинамика и коллекторские свойства продуктивной части разреза Ярактинско-Аянской площади освещены в ряде опубликованных работ [1-3, 5, 10]. Тем не менее многие аспекты гидродинамики месторождения, особенно вопросы гидравлической взаимосвязи залежей УВ с подземными водами и друг с другом, остаются еще недостаточно изученными. В настоящей работе предпринята попытка решения некоторых из них с помощью сопоставления уровней локализации залежей и применения гидродинамических методов.

Промышленная нефтегазоносность связана в пределах рассматриваемой площади с подсолевыми горизонтами песчаников ярактинской пачки, залегающей в основании осадочного чехла, и верхнетирским горизонтом - в верхней части нижекотской подсвиты. В последнее время, кроме того, промышленный приток газа получен из карбонатных отложений устькутского горизонта верхнемотской подсвиты. К нефтегазоперспективным в пределах месторождения следует, по нашему мнению, отнести также межсолевые осинский горизонт, с которым связаны многочисленные малодебитные проявления в процессе бурения и испытания скважин нефти, газа и подземных вод, и трещинный резервуар, приуроченный к долеритам усольского силла и вмещающим их породам, характеризующийся интенсивными поглощениями промывочной жидкости при его пересечении, а в отдельных случаях и повышенными газопоказаниями. Единичные проявления газа и нефти отмечались при вскрытии скважинами балыхтинского горизонта и верхней части ангарской свиты. Схема размещения залежей УВ в продуктивных горизонтах подсолевого комплекса и нефтегазопроявлений из вышележащих отложений приведена на рис. 1. Выделение изолированных зон в пределах ярактинского и верхнетирского горизонтов осуществлено на основе сопоставления абсолютных отметок появления при испытании скважин газа, нефти и воды, а также анализа распределения пластовых давлений и проницаемости пород. Залежи, предполагаемые в осинском горизонте, оконтурены по данным о нефтегазопроявлениях в процессе его вскрытия скважинами. В подсолевом комплексе залежи УВ выявлены в продуктивных зонах II, IV, V и VI (см. рис. 1), приуроченных к западной (токминской), юго-западной (ярактинской), центральной (аянской) и восточной частям месторождения соответственно. Во всех этих зонах основным продуктивным горизонтом являются отложения ярактинской пачки, к которым в зонах V и VI добавляются песчаники верхнетирского горизонта.

Положение поверхностей раздела газа нефти и воды сравнительно хорошо изучено только в зоне IV, где водонефтяной контакт (ВНК) фиксируется главным образом в интервале абсолютных отметок от -2144 до -2162 м. По наиболее надежным определениям, ВНК в этой зоне можно принять на отметке -2158 м, хотя в действительности его положение меняется, проявляя тенденцию к повышению в направлении восстания пластов к газовой части залежи, что может быть связано с возрастанием к северу величины капиллярного поднятия воды за счет ухудшения в этом направлении [5] качества коллекторов. Применение абсолютных отметок фазовых контактов для расчета приведенных давлений позволяет думать, что гидродинамически более оправдано использование нижних значений отметок поверхностей раздела фаз, так как их повышение за счет капиллярных сил не влияет на распределение пластовых давлений. Положение газонефтяного контакта (ГНК) может быть принято на отметке -2132 м, поскольку ниже нее он фиксируется только в нижнем, выклинивающемся по восстанию, пласте песчаников ярактинской пачки в скв. 14, в котором возможно существование самостоятельного ГНК [2]. В пределах токминской части месторождения абсолютные отметки ВНК и ГНК условно приняты равными -2125 и -2120 м соответственно. Гидродинамические данные свидетельствуют о блоковом строении этой зоны.

Структура залежей в аянской части месторождения, судя по имеющимся данным, является наиболее сложной и, несмотря на довольно высокую плотность проведенных геологоразведочных работ, во многом дискуссионным. Поэтому показанный на рис. 1 вариант строения этого участка представляет собой лишь один из допустимых в рамках современной изученности. Сопоставление возможных положений ВНК и ГНК в ярактинском горизонте центрального поля нефтегазоносности позволяет условно принять их на абсолютных отметках -2129 и -2120 м. В залежи верхнетирского горизонта, где нефтяная оторочка незначительна либо отсутствует, газоводяной контакт (ГВК) в этой зоне предполагается вблизи отметки -2074 м. Кроме того, самостоятельные небольшие по размерам залежи аянской зоны вскрыты в ярактинском горизонте скв. 35 (нефтяная), где ВНК располагается вблизи отметки -2100 м, в верхнетирском - скв. 40 (нефтяная) и 54 (газоконденсатная), при этом ВНК вблизи отметки -2045 у первой и ГВК в интервале от -2140 до --2162 м - у второй. Различные ГВК залежи ярактинского и верхнетирского горизонтов имеют и в восточной части месторождения. Так, ГВК нижней из них предполагается в интервале отметок от -2069 до -2094 м, тогда как в верхней он расположен выше отметки -2062 м. Все залежи подсолевого комплекса относятся к литологическому типу с боковым экранированием линиями литологического замещения проницаемых песчаников плотными разностями. Тектоническое экранирование отмечается между токминской зоной, с одной стороны, ярактинской и северо-западной (III) - с другой, а также предполагается в отдельных случаях в аянской и восточной зонах. Несмотря на это, практически для всех залежей установлено контактирование с подземными водами.

Уточненная методика расчета приведенных пластовых давлений включала: 1) выбор плоскости сравнения вблизи середины высотного интервала замеров, что обеспечивало наименьшую ошибку приведения за счет сокращения расстояния между точками замера и выбранной плоскостью; 2) использование гипотезы об изменении плотности рассолов на плоскости сравнения и между ней и точкой замера в соответствии с выявленной пространственной гидрохимической зональностью, позволившей максимально приблизить расчетную модель к действительности, избежав обычно применяемых допущений о постоянстве плотности на плоскости сравнения и об изменении плотности по вертикали по заданному закону; 3) применение для расчетов значений плотности, вычисленных по составу рассолов с учетом конкретных пластовых термобарических условий по разработанной на основе метода Г.И. Микулина [7] методике, что снизило погрешности, обусловленные пространственной изменчивостью поля давлений и температур и экспериментальными замерами плотности при различных температурах, разгазировании, загрязнении проб коллоидами и взвесями, а в ряде случаев и низкой точностью замеров, сведя ошибки практически к точности химического анализа вод. Поправка на изменение плотности за счет газонасыщения в пластовых условиях оценивалась по экспериментальным данным [8]. Величина ее незначительна и составляет для подсолевых рассолов площади в среднем около -0,0005 г/см³. Поскольку высота залежей незначительна, плотности нефти и газа в их пределах условно приняты при гидродинамических расчетах постоянными. Плотность нефти выбрана равной 0,73 г/см³, по данным экспериментального исследования в лаборатории ПГО Главтюменьгеология наиболее качественной глубиной пробы, отобранной в пластовых условиях. Плотность газа в пластовых условиях, составляющая 0,228 г/см³, определена расчетным путем исходя из среднего состава свободных газов 12 проб из различных скважин с использованием гипотезы об аддитивном складывании критических параметров газовых компонентов.

Исходные данные и результаты расчета приведенных пластовых давлений показаны в таблице. Их распределение, отраженное на рис. 2, подтверждает описанные представления о строении выявленных залежей (см. рис. 1). В частности, для аянской части месторождения можно предполагать местную гидродинамическую изоляцию участков верхнетирского горизонта, вскрытых скв. 40, 58, 30, 31 и 54, друг от друга, поскольку давления в них различаются более чем на 0,4 МПа (обычная точность замера глубинными манометрами). Пониженным давлением в ярактинском горизонте выделяется здесь скв. 35. Четыре гидравлически разобщенные зоны предполагаются, судя по замерам давлений, в токминской проницаемой зоне, причем для участка, вскрытого скв. 105, не исключена взаимосвязь с залежью в ярактинской части месторождения, поскольку давления в них очень близки. Относительность гидравлического разобщения залежей ярактинского горизонта фиксируется и в пределах аянской проницаемой зоны, где начальное приведенное давление изолированной по данным опытной эксплуатации залежи, вскрытой скв. 43, практически совпадает с давлением в залежи, вскрытой скв. 32. Более того, давления в этих залежах близки по величине к давлению в залежи в верхнетирском горизонте, вскрытой в этом районе скв. 58, что позволяет предположить здесь наличие их гидравлической связи по трещинным зонам и (или) проницаемым окнам в разделяющей их глинистой пачке, а возможно, и общность фазовых контактов. Южнее описанного участка залежи в верхнетирском горизонте отличаются уже более низкими приведенными давлениями и имеют собственный ГВК (см. рис. 1, 2, таблицу).

В целом давления изменяются по площади вполне закономерно, свидетельствуя о принадлежности всех выделенных проницаемых зон в подсолевом комплексе месторождения к единой гидродинамической системе, разобщенной в нефтегазоносной и сообщающейся в водонасыщенной части пластов. Распределение приведенных давлений позволяет предполагать наличие латеральной фильтрации приконтурных рассолов в южной части площади с юго-запада на северо-восток, затем вблизи основной залежи ярактинской зоны вдоль ВНК. на юго-восток, а возможно, и (или) на восток по приразломной зоне и далее, уже в пределах аянской и восточной частей площади, на север и северо-восток, как бы «обтекая» газонефтяные залежи, в пределах которых (во всяком случае, в пределах залежи ярактинской зоны) гидродинамический режим является застойным (см. рис. 2). На севере площади намечается движение рассолов с запада-северо-запада вдоль полосы замещения коллекторов ярактинской пачки непроницаемыми породами, ограничивающей залежи с севера, на восток, а затем на северо-восток. Интересна локальная субширотная зона слабо выраженного пьезоминимума в южной части ярактинской газонефтяной залежи, практически совпадающая с площадью распространения нефтяной оторочки. Происхождение ее можно объяснить двумя путями: в результате либо процессов физико-химического взаимодействия нефтяной оторочки с подземными рассолами, снижающих общую упругость системы (прежде всего благодаря диффузионной дегазации нефтяной оторочки при ее контактировании с недонасыщенными газами подошвенными водами), либо снижения давлений за счет разгрузки подошвенных вод в. пределы аянской зоны месторождения вдоль линии скв. 9, 5, 53, 42 или по приразломным зонам вблизи скв. 11. В последнем случае вполне вероятен контроль положения ВНК абсолютной отметкой верхней части проницаемой зоны, по которой осуществляется переток рассолов.

Абсолютные значения давлений в ярактинском и верхнетирском горизонтах являются аномально низкими, составляя на плоскости сравнения менее 27,59 МПа (см. таблицу), тогда как нормальное гидростатическое давление на ней, вычисленное исходя из насыщения пород подземными водами реальной гидрогеохимической зональности, сообщающимися по вертикали, приблизительно равно 31,68 МПа.

Гидродинамика осинского и устькутского горизонтов изучалась в большинстве случаев совместно. Достоверные непосредственные замеры пластовых давлений в этих горизонтах отсутствуют. Тем не менее о них можно судить по данным пересчета кривых восстановления давления и по появлению горизонтов при их вскрытии скважинами в зависимости от плотности бурового раствора, уравновешивающего давление в пласте (см. таблицу). Полученные значения давлений, приведенных к плоскости сравнения с отметкой -1760 м, изменяются главным образом от 23,3 до 26,3 МПа, причем их разброс объясняется, по- видимому, скорее низкой точностью определений, чем действительным распределением. Более высокие значения давлений предполагаются в небольшой изолированной газовой залежи, вскрытой в устькутском горизонте скв. 65, а также в осинском горизонте северо- и юго-западнее рассматриваемой площади, в пределах Кийской и Большетирской площадей. На последней приведенное давление достигает наибольшей величины (32,6 МПа) и приурочено к выявленной здесь нефтяной залежи. На Гаженской, Дулисминской и Суриндинской площадях, расположенных севернее и северо- восточнее Ярактинско-Аянского месторождения, приведенные давления в межсолевых горизонтах близки к преобладающим в ее пределах. Резко пониженное давление, равное 19,43 МПа, установлено при испытании осинского горизонта в скв. 17. Такая контрастность поля приведенных давлений в осинском и устькутском горизонтах, характерная в целом для Приленского района, позволяет предполагать надежное гидравлическое разобщение имеющихся в них проницаемых зон.

При переходе от плоскости сравнения давлений в карбонатных отложениях к плоскости, принятой для терригенных горизонтов, приращение приведенных давлений составляет в зависимости от насыщения разделяющих их пород газом, нефтью или подземными водами соответственно около 0,9, 2,75 и 5,21 МПа. В этой связи обращает внимание практическое совпадение большинства приведенных давлений в осинском и устькутском горизонтах с давлениями подсолевого комплекса в случае использования гипотезы о газовом насыщении проницаемых зон, возможно связывающих плоскости сравнения. Более того, такое же совпадение отмечается и для аномально пониженного по сравнению с общим фоном давления флюидов осинского горизонта в скв. 17, но уже исходя из насыщения сообщающей зоны пластовой водой. Все это дает основание для предположения о гидравлическом сообщении карбонатных горизонтов с нижележащей терригенной толщей на современном этапе развития региона или в относительно недавнем геологическом прошлом. Характер распределения в разрезе воды, нефти и газа (см. рис. 1) и их геохимические различия по вертикали [4, 6, 9] свидетельствуют о перераспределении давлений в результате односторонней инъекции газовой фазы из залежей подсолевого комплекса в устькутский и осинский горизонты, а не конвективного массопереноса. Наряду с характером распределения давлений, представление о гидравлическом сообщении карбонатных и терригенных горизонтов подтверждает и отсутствие принципиальных различий в составе свободных газов залежи, вскрытой в устькутском горизонте скв. 65, и залежей ярактинского и верхнетирского горизонтов месторождения. Переток рассола в обратном направлении мог осуществляться из изолированного участка осинского горизонта в районе скв. 17. Из-за очень низких коллекторских свойств карбонатных горизонтов перераспределение давлений по вертикали должно было сопровождаться перемещением лишь незначительных объемов флюидов практически без изменения соотношения запасов УВ в залежах разных горизонтов.

Таким образом, рассмотрение гидродинамики месторождения приводит к выводам о преимущественно водонапорном режиме флюидов в продуктивном подсолевом комплексе с литологической и частично тектонической изоляцией отдельных нефтегазоносных зон и гидравлическим сообщением окружающих залежи подземных вод, протекании в современное или относительно недавнее геологическое время процессов перераспределения давлений по вертикали, сложном характере региональной фильтрации подземных рассолов, избирательно осуществляющейся главным образом по сравнительно узким зонам повышенной проницаемости пород, в виде своеобразных «подземных рек», фиксируемых изгибами пьезометрической поверхности, с которыми граничат участки с преимущественно застойным режимом. Именно к последним в случае их более высокого гипсометрического положения и приурочены выявленные в пределах площади залежи УВ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Афанасьев С.А., Муравьев А.Д. Неоднородность продуктивного горизонта Ярактинского месторождения. - ЭИ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М., ВНИИОЭНГ, 1977, № 6, с. 6-10.

2. Бакин В.Е., Воробьев В.Н., Рыбьяков Б.Л. Месторождения нефти и газа в кембрийских и верхнедокембрийских отложениях Сибирской платформы. - Труды СНИИГГиМС. Новосибирск, 1978, вып. 265, с. 26-46.

3. Геология и нефтегазоносность осадочных бассейнов Восточной Сибири / В.В. Забалуев, Г. Д. Кулик, В. Н. Зинченко и др. Л., Недра, 1980.

4. Демин Б.Г., Лысова Л.А. Рекомендации по исследованию газовых компонентов для выявления условий миграции и формирования залежей нефти и газа на юге Сибирской платформы. Иркутск, ВостСибНИИГГиМС, 1977.

5. Дергачева Т. Н., Чернова Л. С., Яковенко Ф. Н. Литология и условия формирования пород ярактинской пачки Ярактинско-Аянского месторождения. - Труды СНИИГГиМС. Новосибирск, 1978, вып. 261, с. 46-57.

6. История залежей нефти и газа в верхнедокембрийских и нижне-среднепалеозойских отложениях Сибирской платформы / А.Э. Конторович, Н.М. Бабина, Л.И. Богородская и др. - Труды СНИИГГиМС. Новосибирск, т1978, вып. 264, с. 61-97.

7. Микулин Г.И. О некоторых методах расчетного определения плотности и теплоемкости смешанных растворов электролитов. - В кн.: Вопросы физической химии растворов электролитов. Л., 1968, с. 401-416.

8. Намиот А. Ю., Бондарева М. М. Растворимость газов в воде под давлением. М., Гостоптехиздат, 1963.

9. Нефти и конденсаты венда и нижнего кембрия Сибирской платформы (справочное руководство) / Р. Н. Преснова, Д. И. Дробот, О. Н. Глушкова. Иркутск, ВостСибНИИГГиМС, 1980.

10. Шемин Г. Г., Полканов В. П. Тектоника вендских и нижнепалеозойских отложений

11. Ярактинского и Аянского месторождений. - Труды СНИИГГиМС. Новосибирск, 1979, вып. 271, с. 89-102.

Поступила 29/111 1982 г.

Таблица Пластовые и приведенные давления в нефтегазоносных горизонтах Ярактинско-Аянской площади¹

Скважина	Интервал опробования, м	Рпл, МПа	Альтитуда точки замера, м	Рпр, МПа	Оценка качества замера Рпл
Ярактинский горизонт
1	2605-2640	26,79	-2193	26,38	В^2
3	2503-2630	25,71	-2060	26,98	в
4	2643-2662	25,93	-2167	25,84	в
5	2611-2615	24,78	-2146	24,89	а
6	2656-2702,6	26,01	-2144	26,13	в
8	2612-2617	24,93	-2140	25,08	а
9	2608-2626	24,83	-2149	24,92	б
10	2610-2619	24,93	-2160,5	24,92	б
11	2638-2650	24,98	-2154	25,03	а
13	2630-2635	24,93	-2136	25,11	а
14	2620-2629	24,93	-2133	25,13	а
15	2716-2727	24,93	-2124	25,17	а
16	2670-2687	24,93	-2144	25,06	а
18	2662-2672	24,93	-2127	25,17	а
19	2660-2679	24,93	-2104	25,22	а
20	2654-2660	25,00	-2136	25,18	а
21	2717-2719	24,93	-2154	24,98	а
22	2693-2695	25,02	-2107	25,30	а
23	2730-2747	27,00	-2158	27,02	в
26	2676-2680	24,68	-2146	24,79	а
32	2569-2583	24,34	-2104	24,79	а
35	2630-2638,5	23,45	-2100	24,21	а
37	2577-2612,7	26,69	-2087	27,59	в
39	2625,1-2677,4	26,69	-2135	27,00	в
41	2746-2752	25,42	-2170	25,29	а
42	2620-2702	25,02	-2134	25,22	в
43	2670-2676	24,53	-2126	25,91	б
50	2596-2604	24,93	-2118	25,19	В
51	2700-2707	24,93	-2147	25,04	б
52	2680-2686	25,17	-2171	25,03	а
53	2689-2692	25,12	-2168	25,02	а
55	2626-2627	24,26	-2155	24,31	В
65	2585-2595	23,11	-2069	24,24	а
8-Н^3	2576,4-2659,7	24,63	-2086	25,55	б
119	2500-2506	23,06	-2067	23,88	а
105	2552-2559	25,02	-2124	25,37	а
1-Т^4	2620-2623	26,19	-2135	26,51	б
Верхнетирский и парфеновский горизонты
26	2616-2626	24,14	-2117	24,69	в
30	2562-2576	23,85	-2075	24,26	а
31	2562-2579	23,75	-2058	24,30	в
40	2551-2558	21,00	-2042	22,46	б
54	2598-2675	24,93	-2142	25,07	б
58	2618-2631	24,24	-2056	24,80	а
7-Н	2641-2647	26,01	-2106	26,70	в
202^5	2725-2772	29,24	-2299	27,48	в
Осинский и устькутский горизонты^6
12	2234-2373	23,94	-1753	23,99	в
17	2221-2313,5	19,43	-1730	19,83	в
32	2147,2-2349,3	23,65	-1700	24,06	в
47	2050-2095	24,54	-1581	26,30	в
49	2242-2262	23,33-24,33	-1698	23,78-24,78	в
55	2207-2470	26,50	-1999	23,30	б
65	гл. 2339	27,97 (?)	- 1818	27,84 (?)	в
65	2332-2336	26,50	-1811	26,39	в
72	1287-2172^7	22,57-25,61	- 1619	24,46-27,50	в
72	1287-2406	25,02	-1853	23,78	в
204^8	2300-2310	33,66	-1862	32,60	а
184^9	957-2005	24,00	-1593	26,23	в
191^10	1296-2504	29,00	-2012	25,6	в
180^11	1255-2230	27,13	-1760	27,13	в
180^11	2115-2231	26,40	-1647	27,91	В
1^11	1357-2146	25,69	-1658	27,05	В
182^12	1005-2000^7	27,01	-1497	24,57	в

¹ Наиболее достоверные определения по скважинам; альтитуда плоскости сравнения - 2160 м; ² а -наиболее качественный, б -менее надежный, в -ориентировочный или неоцененный; площади: ³ Непская, ⁴ Токминская, ⁵ Верхнетирская; плоскость сравнения: ⁶ на абсолютной отметке-1760 м, ⁷ в долеритах усольского силла; площади: ⁸ Большетирская, ⁹ Гаженская, ¹⁰ Дулисминская, ¹¹ Кийская, ¹² Суриндинская

Рис. 1. Схема размещения залежей УВ и нефтегазопроявлений Ярактинско-Аянской площади.

1- скважина; залежи УВ в породах: 2 - ярактинской пачки, 3 - верхнетирского горизонта; элементы строения ярактинского резервуара: 4 - контуры зон распространения пород-коллекторов (пунктиром - предполагаемый), 5 - условные линии гидравлического разобщения флюидов, 6 - номера основных изолированных зон, условные внешние: 7 - ВНК, 8 - ГНК, 9 - ГВК (по кровле коллекторов ярактинской пачки); 10 - контуры зон распространения пород-коллекторов верхнетирского горизонта; 11- условный ВНК (по кровле верхнетирского горизонта); контуры в породах осинского горизонта: 12 - нефтеносности, 13 - возможной нефтегазоносности; проявления УВ в породах устькутского горизонта: 14 - нефти, 15 - промышленный приток свободного газа, 16 - повышение газопоказаний; 17 - разгазирование раствора при вскрытии балыхтинского горизонта; 18 - приток нефти при проходке ангарской свиты; 19 - разрывные нарушения.

Рис. 2. Схема распределения приведенных пластовых давлений в терригенном комплексе Ярактинско-Аянской площади (альтитуда плоскости сравнения -2160 м).

1 - скважина; 2 - замеры р_пр в горизонтах: а - ярактинском, б - верхнетирском; в - замеры производились в обоих горизонтах; 3 - знак наиболее качественных замеров давления; 4 - изолинии приведенных давлений (МПа): а - основные, б - промежуточные; 5 - направления фильтрации рассолов: а - предполагаемые, б - альтернативные