Опыт эксплуатации и детальной разведки большого числа западносибирских нефтяных месторождений в Широтном Приобье и Каймысовской НГО указывает на то, что реальное геологическое строение нефтяных залежей в основных природных резервуарах в пластах серий А и Б и горизонте Ю₁ гораздо более сложное, чем это представлялось на стадиях их открытия и разведки (Славкин B.C., 1999). В связи с этим при разработке месторождений возникают две основные проблемы.

Первая проблема - это большое число водяных скважин, пробуренных в чисто нефтяных зонах в полях запасов С₁.

Так, на Новопокурском месторождении в пласте Ю1^2б( рис. 1 ) некоторые скважины, пробуренные в чисто нефтяной зоне, оказались водонефтяными (245, 219, 214) и водяными (224 и 246), тогда как скв. 278 и 281, расположенные вне залежи, дали нефть. Пробная эксплуатация Выинтойского месторождения показала, пожалуй, самые обескураживающие результаты ( рис. 2 ). Пробуренные в 500 м от скв. 165, продуктивной фактически по всему набору резервуаров и обеспечивающей прекрасные дебиты, три скважины (1501, 1502, 611), вскрывшие кровли резервуаров практически на тех же отметках, что и скв. 165, оказались либо обводнены (по пласту БВ₄¹), либо практически сухими (по пласту Ю₁). Похожая ситуация и со скв. 290, которая была пробурена в самом центре нефтяного поля запасов категории C₁ по пласту Ю₁ и в поле запасов С₂ по пласту БВ₄¹: скважина оказалась сухой по пласту Ю₁ и обводненной по всем остальным горизонтам.

Об этой же проблеме свидетельствует и незакономерно быстрое обводнение эксплуатационных скважин, пробуренных также в чисто нефтяной зоне. Например, на Кустовом месторождении в пласте БС₁₁¹ 76% скважин, расположенных по модели подсчета запасов в чисто нефтяной зоне, обводнились более чем на 50 % в течение 12 мес. работы.

Вторая проблема - неадекватная реакция значительного числа добывающих скважин на мероприятия по поддержанию пластового давления (МППД). То есть, добывающие скважины, расположенные на одинаковом расстоянии от нагнетательной скважины, в одном случае достаточно быстро "откликаются" на нагнетание воды, в другом же никакой реакции не наблюдается.

Подобная ситуация отмечалась, например, на Новопокурском месторождении в пласте Ю1² в скв. 185, 213, 239, 240, расположенных вокруг нагнетательной скв. 212. Так, если скв. 185 и 213 "откликаются" закономерным повышением дебитов нефти с 4-6 до 10-20 м³/сут, то скв. 239 и 240 никак не реагируют на МППД.

Две указанные проблемы уже давно позволяли прийти к выводу о том, что казавшиеся едиными крупные залежи на самом деле являлись ассоциациями целого ряда относительно более мелких и сложно построенных залежей.

Были ли на стадии разведки признаки того, что дело обстоит именно так? Да, были. Очень тревожным сигналом было то, что при подсчете запасов значительное число залежей принималось с наклонными водонефтяными контактами (ВНК), хотя реальных инженерных расчетов, подтверждающих возможность существования наклонов от 5 до 31 м (см. рис. 1 ), вообще не было. Нередко ВНК принимались даже не за наклонную плоскость, а за поверхности сложной и малообъяснимой конфигурации, описывающие реальное положение контактов в разведочных и эксплуатационных скважинах (см. рис. 1 ).

Другим обстоятельством, указывающим на сложность строения залежей, являлось часто отмечаемое "аномальное" распределение нефти и воды в пластах (вода выше нефти). Один из способов решения этой проблемы - разделение природного резервуара "по вертикали" на два самостоятельных (отсюда все деления Ю1а, Ю1б и т.д.). Однако нередки случаи разбиения и генетически единых толщ, когда деление проводится на основе прослеживания тонкого, не выдержанного по площади алевролитового или аргиллитового прослоя, выделяемого в разрезах скважин на разных стратиграфических уровнях.

Другим выходом являлось умозрительное конструирование неких геологических тел клиноформного типа без достаточных оснований и доказательств их разобщения. Подобное моделирование природных резервуаров верхнеюрских отложений было выполнено рядом исследователей на Выинтойском месторождении. Однако мелководно-шельфовый генезис горизонта Ю₁ при более детальном рассмотрении подтверждается как условиями залегания горизонта, так и литологическими особенностями слагающих его пород. Продуктивная толща заключена между двумя выдержанными глинистыми пачками: сверху она ограничена 1,5-2,0-м георгиевской свитой, являющейся региональным репером, снизу - маломощным слоем аргиллита, выделенным и прослеженным в разрезах всех скважин Выинтойского месторождения в качестве репера R1. Детальное изучение пород скв.182 и 154 в шлифах убедительно показывает увеличение зернистости вверх по разрезу вплоть до появления среднезернистых песчаников в каждом из пластов.

Приведенные примеры ярко иллюстрируют необходимость деления, казалось бы, единых залежей на некие отдельные самостоятельные блоки, разделенные латеральными флюидоупорами. Однако для того чтобы перевести эту работу в практическую плоскость, нужно было, во-первых, понять природу этих латеральных флюидоупоров, а во-вторых, научиться их картировать, ибо, только правильно описывая эти латеральные флюидоупоры, можно было перейти к адекватным моделям.

Длительное время предпринимались попытки дробления залежей с помощью литологических и стратиграфических экранов. Под литологическими экранами понимаются зоны замещения в пределах стратиграфически единого пласта проницаемых разностей непроницаемыми. Под стратиграфическими экранами понимаются (в нашем случае) экраны, связанные с выклиниванием тех или иных пластов. Такие экраны существуют и широко развиты в Западно-Сибирском НГБ, однако это экраны ограничения, а не разобщения залежей. То есть, если пробурить две скважины по обе стороны условной линии экрана на малом расстоянии друг от друга, то одна скважина вскроет залежь, а другая окажется непродуктивной по данному природному резервуару. Экраны указанных типов не могут представлять собой некие узкие зоны, дробящие залежь.

Таким образом, ясно, что следует делать ставку на латеральные флюидоупоры разобщения. Классическая геология учит, что таковыми могут быть лишь экраны, связанные с тектоническими нарушениями (Славкин B.C., 1999; [3]).

Еще на стадии изучения осадочного чехла MOB, а особенно с переходом к МОГТ, в платформенном чехле Западно-Сибирского НГБ уверенно картировались наиболее крупные контрастные и протяженные дизъюнктивные дислокации. Малоамплитудные и безамплитудные дизъюнктивные дислокации требуют особого подхода при их выделении. Здесь во главу угла ставится не только сейсмическое отображение вертикального смещения слоев, но и целый ряд специальных сейсмических критериев: резкие изгибы осей синфазности коррелируемых отражающих горизонтов, когда оси как бы сформированы из прямолинейных участков и имеют в разрезе вид ломаной линии, аномалии временного разреза, такие как дифрагированные волны, разрывы корреляции и зоны интерференции волн, существенная разница волновых пакетов по обе стороны от проекции поверхности дизъюнктивной дислокации, затухание амплитуд и др. [1].

Вопрос о выделении малоамплитудных и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций тонкий и сложный. При выборе параметров обработки для их выделения необходимо прежде всего отображение основных элементов геологического строения (контрольных точек) в сейсмическом поле, что стало возможным при широком внедрении мощных как зарубежных, так и отечественных систем обработки данных сейсморазведки 2D и 3D. Основы такого контроля обработки сейсморазведочных данных рассмотрены в работах В.С. Славкина (1996, 2000), Е.А. Копилевича (2000).

Нашими исследованиями показана высокая плотность сети малоамплитудных и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций. Они имеют тождественные региональным северо-восточные и северо-западные простирания и сконцентрированы в основном на контрастных склонах локальных поднятий.

К сожалению, по ряду причин долгое время не уделялось достаточного внимания проблеме картирования малоамплитудных и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций. Господствующая парадигма о преимущественно пликативном строении платформенного чехла Западно-Сибирского НГБ не ориентировала геофизиков-интерпретаторов на чрезвычайно кропотливую работу по выделению и трассированию большого числа малоамплитудных и безамплитудных дизъюнктивных дислокаций.

Другая причина заключалась в отсутствии видимой пользы от такого рода работы. Амплитуда этих дислокаций была существенно ниже толщины основных продуктивных пластов. В рамках базовой теории экранирования, требующей, чтобы проницаемые породы (в нашем случае песчаники) по разлому были выведены встык непроницаемым породам, такого рода дизъюнктивы не могли являться латеральными флюидоупорами.

В последние годы исследованиями Н.А. Еременко, В.С. Славкина, П. Аллена и др. показано, что дизъюнктивные дислокации являются экранами не в результате контактирования проницаемых пород-коллекторов и непроницаемых, а вследствие формирующейся в окрестности плоскости нарушения зоны дезинтеграции горных пород. Экранирование достигается путем вторичного ухудшения фильтрационных свойств, вплоть до полной их потери за счет развития таких процессов, как: пластические деформации горных пород; катаклаз; карбонатизация; озокеритизация; "затекание" пластичных пород в ослабленные зоны. Ширина этой зоны составляет десятки - первые сотни метров (Славкин B.C., 1999; Еременко Н.А., Славкин B.C., Голованова М.П., 2000).

Понимание этих новых механизмов экранирования является важным шагом в развитии нефтяной геологии.

О тектонической нарушенности верхнеюрских и нижнемеловых отложений свидетельствуют данные изучения керна и шлифов: трещиноватость, катаклаз, зеркала скольжения, проявления вулканизма. Примечателен разрез скв. 200 Крапивинского месторождения, которая, как предполагается, попала непосредственно в зону дезинтеграции вблизи разлома. Изучаемые отложения васюганской свиты представляли собой тектонический коллаж, сильно трещиноватый и карбонатизированный.

Необходимо отметить, что описываемый тип экрана не следует путать с литологическим (первичным или вторичным). Свойства таких флюидоупоров не зависят от условий осадконакопления. Определяющую роль в их формировании играют тектонический фактор и геодинамическое развитие территории, контролирующие их распределение по площади и обусловливающие непрерывность и стабильность экранирующих свойств.

В настоящее время общепризнано, что большинство поднятий Западно-Сибирской плиты являются штамповыми структурами. Как показывают исследования ВНИГНИ, малоамплитудные и безамплитудные дизъюнктивные дислокации прослеживаются снизу вверх, ограничивая блоки, Формирование рельефа платформенного чехла Западно-Сибирского НГБ происходило многоэтапно, в связи с чем большинство структур являются конседиментационными, следовательно, ограничивающие их дизъюнктивные дислокации испытывали многократное обновление. Поэтому следует признать, что в различные периоды геологической истории и на различных участках дизъюнктивные дислокации могли быть как каналами миграции флюидов, так и флюидоупорами. Свидетельством этому могут служить геохимические исследования нефтей Восточно-Перевального месторождения (Дахнова М.В., 2000). Так, продуктивные пласты AC₉ и БС₁, разделенные 400-м толщей, имеют сходный состав нефтей. В то же время отмечаются "скачки" ВНК в 15 м на расстоянии 2-4 км. Это обстоятельство указывает на преобразование дизъюнктивных дислокаций, действовавших в прошлом как каналы миграции в непроницаемые зоны, ограничивающие сегодня самостоятельные флюидодинамические системы.

Принятие пликативного или дизъюнктивно-блокового варианта строения природного резервуара существенно меняет представления о числе и площади залежей, соотношении чисто- и водонефтяной зон и соответственно технологию разработки. Моделирование залежей в дизъюнктивно-блоковом варианте структурных построений многих месторождений Каймысовской НГО и Широтного Приобья позволило решить множество проблем разведки и разработки залежей, создать адекватную модель их строения и формирования.

Например, на Новопокурском месторождении при подсчете запасов было оконтурено крупное антиклинальное поднятие, которое контролировало единую залежь пласта Ю₁^2б (см. рис. 1 ). Предполагалось, что залежь, так же как и структура, имеет простое строение и относится к типу пластовых сводовых, что, однако, противоречило результатам эксплуатационного бурения.

Идея о наличии разделительных экранов литологического типа не нашла своего подтверждения по результатам картирования типов разреза по данным сейсморазведки. Поэтому превращение залежей, казавшихся на стадии разведки едиными, в ассоциацию относительно более мелких залежей может быть объяснено только наличием тектонических экранов с описанным выше нетрадиционным механизмом экранирования. На площади работ выделены и прослежены более 30 тектонических нарушений северо-восточного и северо-западного простираний, осложняющих строение Новопокурского поднятия и, следовательно, залежей. Вывод об экранирующих свойствах того или иного нарушения основывался на анализе взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин и гипсометрии ВНК.

По результатам исследований в пласте Ю1² выделено девять залежей и шесть перспективных объектов ( рис. 3 ). Все залежи и объекты тектонически-экранированного типа.

На Выинтойском месторождении бурение эксплуатационных скважин доказало бесперспективность одного из лучших на площади локального поднятия с центром в районе скв.165. Поскольку антиклинальная теория формирования и размещения залежей УВ не подтверждается для этого месторождения, то выделяемые здесь достаточно многочисленные локальные положительные структуры нельзя рассматривать в качестве первоочередных объектов поиска нефти.

Для объяснения установленного факта обводненности поднятий и оконтуривания залежей и перспективных объектов необходимо иное теоретическое обоснование. Поэтому была разработана модель формирования Выинтойского месторождения ( рис. 4 ), базирующаяся на теории растянутой во времени многотактной генерации УВ и соответственно поэтапной аккумуляции и деструкции залежей УВ в природных резервуарах [2].

На первом этапе, возможно уже в третичное время, в природных резервуарах Выинтойской площади существовала обширная тектонически нарушенная палеозалежь.

На втором этапе в результате активизации разломов А и Б произошло разрушение центральной части палеозалежи. При этом нефть сохранилась в блоке 1, а блоки 2 и 3 обводнились. Механизм переформирования скоплений УВ в значительной мере связан с неравномерной проницаемостью зон дезинтеграции, образующихся вдоль поверхностей дизъюнктивных дислокаций. При дислокациях растяжения миграция УВ осуществляется, как правило, по разрезу опущенных (сброшенных) крыльев. Остатки палеозалежи в приподнятом блоке встречены в скв.165. Наличие нефтяных залежей на далеких крыльях поднятия (скв. 157, 182, 195, 168) ( рис. 5 ) свидетельствует о том, что какая-то часть разломов (см. разломы 1 и 2 на рис. 4 ), сохранила экранирующие свойства, обеспечив тектоническое экранирование краевых скоплений УВ. Именно поэтому в дальнейшем большинство залежей Выинтойского месторождения представляются как тектонически-экранированные.

Граница раздела разрушенной и сохранившейся частей палеозалежей, по-видимому, отвечает системе разломов меридионального простирания на долготе скв. 157 (см. разломы 14, 77 на рис. 5 ). Кроме того, что эти разломы разделяют разные тектонические элементы, очевидно, что к востоку от скв.157 практически нет обводненных скважин, стоящих в более или менее благоприятных структурных условиях. Это занимающие низкое гипсометрическое положение скв.195 и 183 в пределах северного структурного мыса и скв. 182, принадлежащая южному структурному мысу. В скв.171, пробуренной в пределах структурного залива, пласт оказался водоносным, хотя и занимает более высокое гипсометрическое положение (абсолютная отметка - -3006 м), чем в скв.183 (-3018 м) и скв.182 (-3012 м).

Иными словами, становится очевидным, что реальные скопления УВ в шельфовых пластах могут быть связаны только с тектонически-экранированными ловушками. Что же касается поднятий центральной части площади, то в соответствии с изложенной теорией для них более вероятны разрушение залежей и возникновение ситуации, аналогичной установленной на поднятии со скв.165. При этом чем выше амплитуда поднятия, тем меньше шансов на сохранение залежи в его пределах, так как высокая амплитуда поднятий связана с интенсивными тектоническими подвижками, сопровождающимися оживлением разломов, которые, прорывая баженовскую покрышку, становятся проницаемыми. Залежи в этом случае могли сохраниться только на ограниченных участках самых приподнятых блоков (аналог скв. 165), а сами поднятия оказываются обводненными.

На площади работ выделены и прослежены дизъюнктивные дислокации преимущественно северо-восточного и северо-западного простираний, осложняющие строение как западного, так и восточного куполов и, следовательно, залежей. В пласте Ю1¹ выделено шесть залежей и шесть перспективных объектов (см. рис. 5 ). Установлено, что пять залежей из шести относятся к тектонически-экранированному типу.

Полученные модели тектонически-нарушенных и/или тектонически-экранированных залежей отвечают всем существующим на сегодняшний день геологическим данным. На Новопокурском месторождении с учетом вышеописанной модели в дизъюнктивно-блоковом варианте уже пробурено более 20 скважин (эксплуатационных и разведочных), подтверждающих модель залежи.

Сегодня можно сделать вывод о том, что только учет реального дизъюнктивно-блокового строения верхнеюрских и нижнемеловых природных резервуаров может позволить повысить эффективность нефтедобычи в этом важнейшем регионе.

1. Дизъюнктивная тектоникаЗападно-Сибирской плиты // Ф.Г. Гурари, К.И. Микуленко, В.С. Старосельцев и др. // Тр. СНИИГГИМСа. -Новосибирск, 1974.
2. Структурные и историко-генетические построения при поисках нефти и газа / Б.А. Соколов, О.К. Баженова, В.А. Егоров и др. - М.: Изд-во МГУ, 1998.
3. Сурков B.C., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. - М.: Недра, 1981.

Based on analysis of problems in course of detail exploration and development as well as on the results of modern seismic technology application it is shown a significant and in most cases the determining role of low-amplitude and with no amplitude disjunctive dislocations in process of hydrocarbon pools formation. The presented conception is illustrated with reference to the Novopokurskoye, Vyintoiskoye, East-Pereval-noye and Kustovoye fields. It was concluded that taking into account the disjunstive-blocked structure of natural reservoirs in hydrocarbon pools modelling allows significantly to increase oil production efficiency.

1 - изогипсы кровли пласта Ю₁^2б, м: 2 - чисто нефтяная зона; 3 - водонефтяная зона; 4 - скважины, давшие: а - нефть, б - нефть и воду; в - воду; г - "сухие"; 5 - скважины: а - разведочные, б - эксплуатационные; 6 - скважины, противоречащие принятому строению залежи; 7 - скважины, пробуренные после составления модели залежи: 8 - нагнетательные скважины; 9 - скважины, не реагирующие на нагнетание; 10 - наклон ВНК; С₁, С₂ - категория запасов

1 - изогипсы кровли пласта Ю₁, м; 2 - контур залежей; 3 - разломы; 4 - зона замещения продуктивных песчаников пласта Ю₁ алевролитами; 5 - скважина; числитель - номер, знаменатель - абсолютная отметка кровли пласта, м; 6 - скважины, пробуренные позже 01.04.94 г.; 7 - контур лицензионного участка. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 - перспективные объекты; 2 - тектонические нарушения; 3 - экранирующие тектонические нарушения: арабские цифры - номер залежи, римские - номер прогнозируемого объекта. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

1 - перспективные объекты; 2 - зоны коллекторов с ухудшенными коллекторскими свойствами. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1, 3