В различных нефтегазоносных бассейнах (НГБ) при проведении геолого-разведочных работ довольно часто сталкиваются с пониженной нефтенасыщенностью (до 50 % и менее). Особенно четко она наблюдается в Западно-Сибирском НГБ. Предполагалось, что это явление типично лишь для приконтурных частей залежей. В залежах с переходной зоной нефтенасыщенность может меняться от нуля до нефтенасыщенности, характерной для чисто нефтяной части залежи. Но оказалось, что это явление встречается как за установленным внутренним контуром нефтеносности, так и, что наиболее интересно, внутри него.

В общей массе запасов категорий А+В+С1, учтенных по Ханты-Мансийскому и Ямало-Ненецкому АО, 26,06 % принято с коэффициентом нефтенасыщенности Кн менее 60 %, 38,6 % - с Кн от 60 до 70 % и лишь 11,7 % запасов с Кн 70 % и более. Отметим, что львиная доля запасов Западно-Сибирского НГБ приходится на гидрофильные коллекторы порового типа.

Необходимо признать, что, например, при Кн = 60 % оставшиеся 40 % эффективного порового пространства в коллекторах с хорошими и удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами никак не могут быть целиком заполнены неподвижной и связанной водой. По самым оптимистичным оценкам связанная вода не может занимать в хороших гидрофильных поровых коллекторах более 10-15 % общего эффективного порового пространства. В этом случае приходится признать, что 25-30 % эффективного порового пространства заполнено свободной или относительно подвижной (рыхлосвязанной) водой.

Возникает вопрос, почему же эта вода не была вытеснена из "залежи" нефтью, неизбежно стремящейся под действием гравитационных сил занять наиболее энергетически выгодное положение. Обычно приводимое в качестве ответа на этот вопрос соображение о крайне маленьких углах падения продуктивных пластов и как следствие незначительных перепадах потенциальной энергии флюидов объясняет сложившуюся ситуацию лишь отчасти. Отметим сразу, что углы падения продуктивных пластов в Западной Сибири абсолютно нормальны для пластов НГБ такого типа, которые, как правило, характеризуются гораздо большими коэффициентами нефтенасыщенности. Но гораздо важнее другое. При наличии достаточного "запаса" времени (разумеется, в геологическом масштабе) даже при небольших углах падения продуктивных пластов нефть должна была "успеть" вытеснить практически всю подвижную воду из энергетически наиболее удобных положений. Отсюда можно сделать единственный строго логический вывод о том, что такого "запаса" времени просто не было, а, следовательно, залежи с рассматриваемыми параметрами продолжают находиться на стадии формирования.

Помимо времени, на степень заполнения пор нефтью будут влиять тип породы, размер пор, система их взаимосообщаемости, вязкость воды и нефти в пластовых условиях, соленость воды, гидрофильность соответствующих частей породы (или породы в целом), температура, характер уплотнения. Последнее ведет к изменению размера пор и системы их взаимосообщаемости. Возможно, влияют и другие геологические факторы. Мы не ставили себе целью рассмотрение влияния каждого отдельного фактора. Вероятно, что их совместное проявление должно создавать довольно хаотическое распространение нефтенасыщенности в пласте. В какой степени в этом случае может быть выявлено влияние времени формирования залежи? Естественно, чем шире стратиграфический интервал размещения залежей, тем более вероятно обнаружение влияния времени формирования залежи на современный Кн.

Разумеется, прежде всего нас интересует ситуация в Западной Сибири, но для того чтобы лучше представить себе влияние фактора времени на современный Кн, рассмотрим этот вопрос на примере бассейнов, заведомо имеющих более длительную историю геологического развития, чем Западно-Сибирский НГБ. В качестве таких примеров выберем ту часть Волго-Уральского НГБ, которая расположена в пределах Оренбуржья, и ту часть Предкавказского НГБ, которая находится в пределах Ставрополья.

На рис. 1 представлено распределение начальной нефтенасыщенности по 90 месторождениям Оренбургской области. Область точек вполне закономерно размещается в координатах время-нефтенасыщенность. При составлении графика учитывались и приконтурные точки, нефтенасыщенность которых обусловлена их положением по отношению к контуру нефтеносности. И все же при этом достаточно очевиден вывод о понижении нефтенасыщенности с омоложением пород. Не менее отчетливо это видно для отдельных месторождений (рис. 2).

Для Ставрополья прослеживается такая же зависимость в интервале от триаса до палеогена (рис. 3).

Вернемся к проблеме Западно-Сибирского НГБ. В Западной Сибири в интервале верхняя юра-нижний мел зависимость заметить трудно - слишком мал исследуемый интервал.

Тем не менее анализ графиков, представленных на рис. 4, позволяет сделать вывод о том, что удельный вес запасов промышленных категорий с относительно более низкими коэффициентами нефтенасыщенности в отложениях нижнего мела существенно выше, чем в отложениях верхне- и средне-нижнеюрского комплексов. То есть, общая закономерность подтверждается. Значит, можно сделать вывод о том, что залежи, расположенные в более молодых отложениях, в большей степени находятся на стадии формирования. Однако данный вывод не может исключить вопрос о механизме такого формирования.

Для того чтобы приступить к обсуждению возможного механизма, подчеркнем, что некоторые исследователи отмечают наличие остаточной нефтенасыщенности в керне законтурных, а иногда и иных водоносных скважин в юрских залежах. Особенно это характерно для верхнеюрского нефтегазоносного комплекса. В связи с этим бытует мнение о существовании в прошлом палеозалежей, которые затем либо существенно сократились в размерах, либо вообще расформировались.

На наш взгляд, следует признать единство механизма частичного или полного расформирования палеозалежей юрского комплекса и формирования современных залежей, как в нижнемеловом, так и частично в юрском комплексах.

Общая картина формирования залежей за счет латеральной миграции, может быть существенно нарушена вследствие вертикальной миграции. По учению о сопротивлении материалов можно утверждать, что пластичные (пликативные в геологии) деформации в местах изгиба вызывают утонение пластин (пластов), при этом наблюдается перестройка их внутренней структуры. Поэтому в компетентных породах образуются микротрещины, более или менее нормальные к поверхности пластины. Так образующиеся ослабленные места могут оказаться путями вертикальной миграции или, наоборот, препятствием для латеральной миграции. Дальнейшее приложение усилий (тектонических) может привести к образованию разлома. Проницаемость области зияния зоны разлома зависит от характера заполняющей ее тектонической брекчии. Проводимость во времени может меняться. Возможны самые разные варианты. Так, проницаемый по трещине разлом может сопровождаться резким ухудшением проницаемости вблизи него вследствие перестройки структуры горной породы непосредственно рядом с ним (особенно в пластичных породах). Таким образом, для появления вертикальных путей миграции вовсе не обязательно появление разлома с существенным смещением его крыльев. В то же время уплотнение пород в неоднородных пластах (а все пласты неоднородны) может вызвать образование перемычек, не согласующихся по простиранию с тектоническими нарушениями, поскольку их появление связано не только с уплотнением, но и с характером накопления и переотложения первичного осадочного материала. Такие перемычки могут существенно осложнить разработку пласта.

В Западно-Сибирском НГБ все обстоит несколько сложнее. На протяжении многих лет господствовала точка зрения о преимущественно пликативном строении платформенного чехла. Признавая значительную роль дизъюнктивов в формировании доюрского основания, большинство исследователей считало, что эти разломы "затухают" в низах осадочного чехла и крайне редко разрушают сплошность основных флюидоупоров в юрских и нижнемеловых природных резервуарах.

Ситуация, однако, существенно изменилась в последнее десятилетие в результате возникновения многочисленных сложностей при эксплуатации большого числа залежей в верхнеюрском и нижнемеловом комплексах. Эти трудности были вызваны тем, что многие эксплуатационные скважины, пробуренные в чисто нефтяных зонах с запасами категории С₁, или с самого начала давали воду, или стремительно и, казалось бы, незакономерно обводнялись в течение 6-12 мес. эксплуатации.

Например, 76 % эксплуатационных скважин, расположенных якобы в чисто нефтяной зоне пласта БС11 Кустового месторождения, обводнились более чем на 50 % за первый год работы. Объяснить такого рода явление чисто технологическими причинами не представляется возможным. В то же время было замечено, что на ряде месторождений эксплуатационные скважины неадекватно реагировали на мероприятия по поддержанию пластового давления.

Все это заставило внимательнее присмотреться к моделям геологического строения природных резервуаров, положенным в основу проектов разработки. При этом бросается в глаза то обстоятельство, что модели залежей верхнеюрских и нижнемеловых природных резервуаров очень часто принимались с "наклонными" водонефтяными контактами (ВНК). А между тем никакие инженерные расчеты в условиях Западной Сибири не могут обосновать "скачок" ВНК в 15-85 м в скважинах, пробуренных в единой залежи. Становилось очевидным, что значительная часть систем, которые рассматривались как единые крупные залежи, на самом деле состояла из скоплений более мелких самостоятельных залежей с различными ВНК, своими чисто нефтяными и водонефтяными зонами. Однако такое представление неизбежно ставит вопрос о характере и природе латеральных экранов, обеспечивающих разобщение флюидодинамических систем.

Тщательное изучение керна из поисковых и разведочных скважин прямо указывало на возможное широкое развитие дизъюнктивных дислокаций в верхнеюрском и нижнемеловом комплексах (например, наличие зеркал скольжения).

Беда, однако, заключалась в том, что в прежние годы по материалам МОГТ выделялись лишь немногочисленные, как правило, региональные разломы, а основные структурные карты строились почти исключительно в пликативном варианте.

Ситуация существенно изменилась в последние годы, когда в результате компьютерной революции и совершенствования технологий обработки данных МОГТ стало возможным выделение многочисленных мало- и среднеамплитудных дизъюнктивных дислокаций, нарушающих сплошность пород как верхнеюрского, так и, что особенно важно, нижнемелового нефтеносных комплексов. Сейсмические данные свидетельствуют, что масштаб этого явления оказался существенно большим, чем ожидалось. На рис. 5 показано широкое развитие дизъюнктивных дислокаций, которые формируют сильно дифференцированный рельеф природного резервуара. На прежних сейсмических построениях дизъюнктивно-блоковый структурный стиль существенно сглаживался неадекватной интерпретацией данных сейсморазведки, и только сопоставление сейсмических данных с рельефом природного резервуара на хорошо разбуренных эксплуатационных участках позволило прийти к новому пониманию особенностей геологического строения основных нефтегазоносных комплексов Западно-Сибирского НГБ. Таким образом, результаты интерпретации современной сейсморазведки позволяют решить важнейшие вопросы о путях вертикальной миграции УВ по осадочному чехлу Западно-Сибирского НГБ.

1. Начальная нефтенасыщенность, зависящая от многих причин, в принципе увеличивается с течением времени.
2. Длительность формирования залежей находит свое отражение в их начальной нефтенасыщенности.
3. Латеральное формирование залежей нарушается вертикальными перетоками.
4. Зона разлома не обязательно является путем миграции, миграция по разлому может периодически происходить в различных его частях.
5. Вероятные пути вертикальной миграции могут образовываться в толще без видимых смещений крыльев разломов.
6. Микротрещиноватость в напряженной зоне может появиться и без видимого смещения крыльев разлома.
7. Латеральной миграции могут препятствовать зоны разломов (даже без смещения крыльев) и уплотнения - блоковое строение пласта.

В свете изложенного авторы данной статьи при детальном изучении нефтегазоносных объектов рекомендуют проводить целенаправленную переинтерпретацию сейсмических данных для выявления как латеральных флюидоупоров, так и возможных каналов вертикальной миграции.

The article presents an attempt to connect possible mechanisms of hydrocarbon accumulation formation with current values of oil saturation ratio. It is shown that in some oil and gas basins oil saturation regularly reduces with decrease in natural reservoirs age. It is concluded that hydrocarbon accumulations are being continued in the stage of formation with active participation of vertical migration factor.

The authors make a proposal that numerous low amplitude disjunctive dislocations distinguished on the basis of recent seismic data interpretation may present vertical migration channels, at least in West Siberian oil and gas basin.

1 - Кн < 0,6; 2 - Кн = 0,6-0,7, 3 -Кн > 0,7