К оглавлению	УДК 553.98:550.812.1(571.1-17)
	© Ю.Я. Большаков, С.Б. Черепанов, 1991

Новый подход к прогнозированию контуров залежей УВ на севере Сибири (На примере пласта БУ_10-11 Уренгойского газонефтяного месторождения.)

Ю.Я. БОЛЬШАКОВ, С.Б. ЧЕРЕПАНОВ (ИПОС СО АН СССР)

Многие залежи УВ на месторождениях, открытых на севере Западной Сибири, характеризуются повышенной сложностью форм заполнения ловушек водой, нефтью и газом. Это затрудняет их разведку, снижает точность оценок перспективных и промышленных запасов нефти и газа, а также приводит к излишним непроизводительным затратам и экологическим потерям.

Сложность заполнения ловушек пластовыми флюидами заключается чаще всего в отсутствии планового соответствия залежей УВ антиклинальным структурам. В некоторых случаях смещение газовых залежей относительно сводов антиклинальных структур настолько значительно, что разность отметок ГВК на их крыльях превышает 300 м, например, в неокомских пластах Ямбургского месторождения. Весьма сложная картина в распределении нефти и газа наблюдается в отложениях неокома Новопортовского, Утреннего, Уренгойского и других месторождений. Столь же сложное заполнение нефтью и газом вендских и кембрийских коллекторов на Среднеботуобинском месторождении в Якутии. В пределах перечисленных месторождений при опробовании скважин зачастую с гипсометрических уровней, превышающих достоверно установленные ВНК и ГВК, получают притоки воды при удовлетворительном качестве цементных колец в затрубном пространстве.

Вероятно, для повышения точности прогнозирования контуров нефтяных и газовых скоплений необходимо привлечение и рассмотрение данных о дополнительных факторах, участвующих в процессах нефтегазонакопления, которые в настоящее время практически не учитываются при разведочных работах.

Нам представляется, что к группе таких факторов могут быть отнесены разного рода капиллярные процессы. Их роль в распределении пластовых флюидов очевидна, поскольку реальные нефтегазоносные резервуары являются микропоровыми многофазными гетерогенными системами со свойствами, изменчивыми во времени и пространстве.

Известно, что капиллярные давления, возникающие в поровой среде на контакте УВ и пластовых вод, представляют главную силу сопротивления миграции УВ и зависят от смачиваемости твердой фазы, размера пор, межпоровых сужений, свойств жидкой и газовой фаз и др. Капиллярное давление определяется межфазным натяжением, которое, в свою очередь, является функцией температуры и возрастает по мере ее снижения. Так, при изменении температуры от 70 до 20 °С в диапазоне давлений 21-0,1 МПа межфазное натяжение в системе метан - вода составляет (3,5-7,5)*10^-2 Н/м, что влечет за собой увеличение капиллярного давления более чем в 2 раза. Следствием повышения капиллярного давления за счет понижения температуры может явиться стабилизация залежей УВ, предотвращающая перетоки нефти и газа при деформации пластов [1]. Следовательно, сочетание охлаждения недр с активными неотектоническими преобразованиями может существенно сказаться на характере распределения УВ и привести к кажущемуся нарушению гравитационной упорядоченности заполнения ловушек пластовыми флюидами. При этом возможно экранирование залежей нефти и газа водоносными породами с достаточно высокими пористостью и проницаемостью. Именно синхронностью охлаждения и активными неотектоническими процессами характеризуются нефтегазоносные районы Сибири, где выявлены залежи с наиболее сложными фигурами заполнения ловушек УВ. Одной из таких является нефтегазовая залежь валанжинского пласта БУ_10-11 Уренгойского месторождения, содержащая основные запасы газа, конденсата и нефти.

Пласт представлен сложнопостроенной песчано-глинистой толщей, в которой выделяются до шести песчаных пропластков с изменчивой толщиной. На отдельных участках месторождения глинистые разделы между песчаными пропластками исчезают, что обеспечивает единство гидродинамической системы пласта БУ_10-11. При опробовании пласта в пределах Уренгойского мегавала на многих его участках обнаружились существенные отклонения от принципа сообщающихся сосудов при распределении в поровом пространстве пласта воды, нефти и газа. В скв. 122, 567 притоки воды были получены с более высоких гипсометрических уровней, чем притоки нефти, а притоки нефти (скв. 58, 80, 104) - с более высоких уровней, чем газа (скв. 46, 85, 640). Несоответствие распределения воды, нефти и газа в пласте БУ_10-11 его современной структуре проиллюстрировано на рис. 1. Это кажущееся отсутствие гравитационной упорядоченности в распределении флюидов в значительной мере обусловлено синхронностью активных неотектонических процессов и охлаждения недр вследствие формирования криолитозоны. По свидетельству И.П. Варламова [4], суммарные амплитуды неотектонических движений в пределах Ямбургско-Уренгойского выступа составляют 75-175 м. При этом отмечается значительная дифференцированность неотектонических движений, что приводит к раскрытию одних антиклинальных ловушек, искажению первоначальной формы других и возникновению третьих. Степень охлаждения нижнемеловых отложений на севере Западной Сибири вследствие формирования криолитозоны составила не менее 40 °С [2], что вызвало существенное увеличение капиллярных давлений в нефтегазоносных пластах. Это стабилизировало положение ранее сформировавшихся залежей на соответствующих участках пластов, и при дальнейших неотектонических деформациях УВ уже не могли перемещаться под воздействием гравитационных сил, и, следовательно, пространственное положение контуров залежей определялось уже не современной формой антиклинальной ловушки, а характером и направленностью ее тектонического развития. На связь положения ВНК с неотектоническими движениями указывалось ранее (Ф.З. Хафизов, 1972 г.; В.К. Рыбак, 1987 г.), но стабилизирующая роль охлаждающего воздействия криолитозоны при этом не рассматривалась. Величины капиллярных давлений в песчаниках пласта БУ_10-11 при современных условиях на отдельных его участках достигают 1 - 1,2 МПа.

Из вышеизложенного следует, что при прогнозе современных контуров УВ-скоплений, выявленных в антиклинальных ловушках, существенным подспорьем могут явиться палеоструктурные карты продуктивных пластов, составленные на период, предшествующий времени формирования криолитозоны. При этом ориентировочное положение ВНК, ГВК или ГНК на современной антиклинальной структуре может быть спрогнозировано на основе предположения о горизонтальности ВНК и ГНК в пласте на палеоподнятии. Таким образом, после составления палеоструктурной карты пласта с учетом данных опробования уже пробуренных разведочных скважин проводят горизонтальные контуры нефтяных и газовых скоплений, а затем проектируют их на современную структуру антиклинальной ловушки.

Нами сделана попытка предварительного прогнозирования контуров залежей на примере пласта БУ_10-11 Уренгойского месторождения согласно описанному способу. При построении палеоструктурной карты в качестве реперного горизонта была выбрана кровля мегионской свиты, что, с одной стороны, вносит погрешность в окончательные результаты, так как глубины залегания ее кровли и кровли пласта БУ_10-11 различаются на 70-100 м, а, с другой, эта свита, являясь крупным стратиграфическим объектом, с достаточной степенью достоверности выделяется по ряду различных признаков, что позволяет избежать погрешности при корреляции разрезов скважин.

По данным В.С. Бочкарева, З.А. Латыпова, В.В. Тихомирова (1978 г.), формирование залежей нефти и газа в неокомских коллекторах Уренгойского месторождения датируется датским временем. Возраст же криолитозоны на севере Западной Сибири, по свидетельству В.Т. Трофимова (1989 г.), составляет не менее половины четвертичного периода. Следовательно, структуры, развитые в этом регионе, достаточно продолжительное время подвергались неотектоническим преобразованиям в условиях охлажденных недр.

Из-за отсутствия надежных стратиграфических данных по самой верхней части осадочного чехла Уренгойского района нам не удалось выполнить палеопостроения на более точное время становления криолитозоны. В качестве верхнего репера для построения карты изопахит была выбрана кровля ганькинской свиты (начало палеогена). Внесенная таким образом погрешность вряд ли имеет принципиальное значение, поскольку Уренгойский мегавал, являясь унаследованной структурой, в течение рассматриваемого периода развивался однонаправленно и залежи к этому времени в пласте БУ_10-11 уже существовали.

Практически на всей территории месторождения ВНК и ГНК залежей пласта БУ_10-11 горизонтальны (рис. 2) в полном соответствии с антиклинально-гравитационной концепцией нефтегазонакопления. Сопоставление карты изопахит с картой современной структуры месторождения (см. рис. 1) свидетельствует о том, что при сохранении общего простирания мегавал прежде был осложнен многочисленными антиклинальными структурами и прогибами, которые в геологическом прошлом контролировали распределение воды, нефти и газа согласно законам гравитации. Расформирование этих структурных образований третьего порядка в четвертичное время в условиях относительно низких пластовых температур и повышенных капиллярных давлений уже не могло обеспечить перетоки по пласту нефти и газа. Это и обусловило кажущееся отсутствие гравитационной упорядоченности в распределении воды и УВ на современной Уренгойской структуре.

Контуры нефтяных и газовых скоплений пласта БУ_10-11 достаточно резко пересекают стратоизогипсы его современной структуры. Однако они, как правило, соответствуют в плане проекции контуров залежей, нанесенных на карту изопахит согласно линиям равных мощностей.

Изложенный материал может свидетельствовать о правомерности рассмотренного подхода к решению задач прогнозирования контуров залежей нефти и газа месторождений, открытых в районах распространения многолетнемерзлых толщ и активных неотектонических процессов.

Очевидно, что в пределах такого крупного месторождения, как Уренгойское, наряду с возникшими при охлаждении капиллярными барьерами перетокам нефти и газа по пласту могли препятствовать тектонические экраны. Некоторые из них трассируются на карте изопахит в виде линейных аномалий. Однако доля участия разломов в распределении УВ на месторождении не является предметом рассмотрения статьи. К тому же в процессе перераспределения УВ роль разломов, фиксируемых на карте изопахит, учитывается предложенным методом непроизвольно.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Большаков Ю.Я., Тараканова Н.Н. Переформирование залежей УВ в неотектонический этап на Сибирской платформе // Геология нефти и газа.- 1988.- № 4.- С. 33-35.

2. Курников А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири.- М.: Недра.- 1987.

3. Масленников В.В., Ханнанов З.Д., Ахмадеева З.А. Строение оторочки нефти в горизонте БУ_10-11 Уренгойского газоконденсатно-нефтяного месторождения // Нефтегазовая геология и геофизика.- 1980.- № 10,- С. 22-26.

4. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири /Под ред. Н.А. Флоренсова, И.П. Варламова,- М.: Недра.- 1981.

Abstract

Synchronous influence of cryolithozone cooling of the subsurface and neotectonic processes on hydrocarbon deposits is considered. This leads to a change in the position of hydrocarbon accumulations relative to the anticlinal shapes of traps. It has been proposed to determine the outlines of hydrocarbon pools in northern Siberia by projecting them from paleouplifts onto a modern structure.

Рис. 1. Структурная карта пласта БУ_10-11 Уренгойского месторождения:

1-буровые скважины; 2 - стратоизогипсы кровли пласта БУ10-11, м, 3-разломы 4-газ 5-газ+нефть 6 - нефть. Площади. I- Северо-Уренгойская, II - Есета-Яхинская, III -Центрально-Уренгойская, IV - Уренгойская

Рис. 2. Палеоструктурная карта мегионской свиты Уренгойского мегавала к началу палеогена.

Усл. обозн. см. на рис. 1