Капиллярная модель газонефтяной залежи Песцового месторождения

Песцовое месторождение находится в северной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, в пределах Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, составленной под редакцией И.И. Нестерова (1991), месторождение приурочено к одноименному валу, представляющему собой вытянутую в субширотном направлении приподнятую зону протяженностью около 100 км при ширине 35 км.

Вал осложнен Западно-Песцовым, Песцовым и Ен-Яхинским локальными поднятиями.

Месторождение открыто в 1974 г. В начальный этап поисково-разведочных работ была открыта залежь сухого газа в сеноманских отложениях (пласт ПК₁), а затем были открыты газоконденсатные залежи в пластах неокома.

Бурение глубоких поисковых и разведочных скважин на Песцовой площади осуществляла Надымская нефтеразведочная экспедиция объединения «Ямалнефтегазгеология». К настоящему времени промышленная нефтегазоносность Песцового месторождения установлена в отложениях сеномана (пласты ПК₁-ПК₅), неокома (пласты БУ₈-БУ₁₀) и средней юры (пласты Ю_2-4).

Сеноманская массивная залежь сухого газа является северо-западным продолжением залежи Большого Уренгоя.

Нефтегазоносность среднеюрских отложений связана с пластами Ю₂-Ю₄ тюменской свиты.

Основным объектом поисковых и разведочных работ на Песцовом месторождении в настоящее время являются неокомские отложения (пласты БУ₈, БУ₉, БУ₁₀,БУ₁₁, а также отложения ачимовской толщи).

Залежи пластов неокомского возраста могут быть отнесены к сложнопостроенным, что выражается прежде всего в том, что в распределении в современных природных ловушках воды, нефти и газа наблюдаются существенные отклонения от принципов антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления. В частности, это выражается в получении из пласта БУ₉ при испытании скважин притоков воды с гипсометрических отметок более высоких, чем уровни нахождения нефти и газа (скв. №9, №21 и др.). Прежде всего такое распределение пластовых флюидов в пределах структурной ловушки обусловлено существенной микронеоднородностью пласта и снижением пластовых температур на последнем этапе геологического развития в сочетании с активной неотектоникой. Указанная физико-геологическая характеристика обусловила активное проявление в неокомских пластах капиллярных сил как в период нефтегазонакопления, так и во время неотектонических преобразований природной ловушки.

По свидетельству И.И. Нестерова, А.Р. Курчикова и др. [34], в неокомских продуктивных пластах в районе Песцового месторождения на последнем этапе геологического развития температуры понизились не менее чем на 50⁰ С.

Песцовое месторождение расположено в зоне сплошного развития многолетнемерзлых пород. Наличие талых зон предположительно приурочено к руслам рек и озёр. Для основной части месторождения толщины многолетнемерзлых пород составляют от 300 до 450 м, а в поймах рек - от 50 до 150 м [4].

Влияние капиллярных сил на распределение воды, нефти и газа на Песцовом месторождении было рассмотрено для основного продуктивного пласта неокома БУ₉². В сравнении с другими пластами неокома пласт БУ₉² в пределах рассматриваемой территории развит в песчаных фациях на большей части Песцовой площади.

В пределах пласта выявлена единая газо-конденсатно-нефтяная залежь пластово-сводового типа. В связи с тем, что залежь смещена в восточном направлении относительно сводовой части поднятия её, в угоду антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, обычно относят к литологически ограниченной. Зона выклинивания коллекторов в пласте БУ₉² вскрыта скважинами №5 и №13 в западной части месторождения (рис. 2.10). При этом между нефтегазовым скоплением и линией глинизации в скв. №9 и №21 из пласта БУ₉² получены притоки воды. В скважине №9 при испытании пласта БУ₉² в интервале 3068-3072 (а.о. 2989,0-2993,0 м) получен приток пластовой воды дебитом 5,76 м³/сут. при Нс ду = 805 м. При испытании скважины №21, расположенной по соседству со скважиной №9, также был получен приток воды.

Промышленные притоки газа с конденсатом из газонасыщенной части пласта получены из шести скважин (скв. №№1, 2, 3, 4, 11, 34). Дебиты при этом составили: сепарированного газа - от 48.8 до 163,59 тыс. м³/сут.; стабильного конденсата – 22,16 – 101,43 м³/сут. на штуцере 8 – 12,3 мм.

Нефтяная часть залежи вскрыта десятью скважинами (№№7, 10, 14, 17, 19, 20, 25, 26, 34, 551). Во всех этих скважинах, за исключением скв. №551, проведены испытания в колонне. Притоки нефти составили от 5.6 м³/сут. при Нсду = 1250 м (скв. 7) до 133 м³/сут. на штуцере 8 мм (скв. №10).

По данным ГИС, ВНК залежи занимает наклонное положение. В восточной части залежи оно наиболее низкое и находится на абсолютной отметке -3065 м. В западной части отметка ВНК находится на гипсометрическом уровне около –3000 м, т.е. разность отметок ВНК здесь составляет более 60 м.

Рис. 2.10. Карта строения нефтегазовой залежи пласта БУ₉² Песцового месторождения

В литологическом отношении пласт БУ₉ представляет собой сложную и, по коллекторским свойствам, неоднородную толщу. Наблюдается значительная фациальная изменчивость и расслаивание коллекторов на отдельные пропластки с различной толщиной.

В основу физико-литологической характеристики пласта БУ₉ положены результаты петрофизического и гранулометрического анализов, определения коллекторских свойств на образцах керна, выполненные в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

Проходка с отбором керна на Песцовом месторождении по разведочным скважинам составила 1155,6 м. Вынесено керна 691,01 м или 59,8 % от проходки с отбором керна.

Литологически продуктивные пласты горизонта БУ₉ представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Содержащиеся в пласте породы-коллекторы представлены средне- и мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Для пород характерна тонкая горизонтальная волнистая слоистость. Песчаники и алевролиты имеют разную степень отсортированности. По гранулометрическому составу в породах преобладают фракции среднеотсортированные размерностью 0,14-0,22 мм. Алевролиты, как правило, отсортированы хуже песчаников.

По минералогическому составу песчаники и алевролиты относятся к аркозовым. Содержание в них кварца не превышает 35-40%, полевых шпатов - от 40 до 50%, слюд - 1-15%. Цемент, обычно поровый, состоит из хлорита, гидрослюд, иногда каолинита, местами присутствуют карбонаты. Карбонатный цемент представлен кальцитом, реже сидеритом.

Коллекторские свойства пласта изменчивы в пространстве. Просматривается связь между значениями открытой пористости с характером распространения цемента и степенью отсортированности песчаных пород пласта.

В сравнении с другими пластами неокома, пласт БУ₉ обладает более высокими коллекторскими свойствами. Открытая их пористость составляет от 15,8% до 19,2%. Проницаемость достигает в некоторых образцах - 83,8х10^-3 мкм². Остаточная водонасыщенность изменяется в пределах 25,9-69,7 %. Последнее свидетельствует о присутствии в пласте наряду с породами высокой степени гидрофильности пород, у которых это свойство выражено весьма слабо.

Средние значения открытой пористости составляют 16,8%, а проницаемости 27,2х10^-3мкм².

Таким образом, в современном структурном плане пласта БУ₉² нефтегазовая залежь резко смещена относительно сводовой части Песцового поднятия в восточном направлении. По данным испытания скважин разность отметок ВНК между западным и восточным крыльями поднятия составляют около 60 м. Разность отметок ГНК составляет более 40 м.

По свидетельству И.П. Варламова (1983), суммарные амплитуды неотектонических движений в районе Песцового вала составили 75-175 м. Кроме того, отмечается значительная дифференциация неотектонических движений, что приводило к раскрытию одних антиклинальных ловушек, искажению первоначальной формы других и возникновению третьих. Степень охлаждения нижнемеловых отложений в этом районе составила около 40⁰С [29], что вызвало существенное увеличение капиллярных давлений на контактах воды и нефти, а также нефти и газа. Стремление нефти и газа к перемещению под воздействием гравитационных сил компенсировалось возросшими капиллярными давлениями на ВНК и ГНК. В результате пространственное положение контуров нефтяного и газового скоплений определялось уже не подчинением их форме ловушки согласно антиклинально-гравитационной концепции, а характером и направленностью её тектонического развития. Первоначальная форма залежи нефти и газовой шапки искажалась соответственно деформациям пласта БУ₉. Капиллярные давления в песчаных породах пласта БУ₉ при современных пластовых условиях составляют от 3 до 23,16 кПа (рис. 2.11).

Рис. 2.11. Карта капиллярных давлений в пласте БУ₉² Песцового месторождения

При этом максимальными значениями капиллярных давлений характеризуются западные участки месторождения. Из этого следует, что в геологическом прошлом до момента снижения пластовых температур нефтяное и газовое скопление пласта БУ₉ должны были в своей восточной части располагаться в пределах Песцового поднятия в полном соответствии с антиклинально-гравитационной концепцией нефтегазонакопления и иметь положение ВНК и ГНК в восточной части месторождения близкие к горизонтальным. С запада нефтяная и газовая залежи в период нефтегазонакопления контролировались изначально барьерной водоносной песчаной фацией, что обусловлено развитием на западе месторождения относительно мелкопоровых песчаных фаций, определивших здесь присутствие капиллярного барьера первого рода.

Таким образом нефтегазовая залежь пласта БУ₉ в настоящее время может находиться под совместным контролем капиллярных барьеров первого и второго рода. При этом капиллярный барьер первого рода находился в западной части месторождения уже в период нефтегазонакопления, а барьер второго рода, возникший на ВНК и ГНК, начал контролировать залежи нефти и газа с момента снижения пластовых температур.

С целью контроля сделанного предположения в пределах Песцового поднятия проведены палеопостроения: составлена палеоструктурная карта и палеоразрез на позднемеловое время (рис. 2.12, 2.13). Также для пласта БУ₉² составлена карта капиллярных давлений смещения (рис. 2.11). Из-за отсутствия надежных стратиграфических данных по самой верхней части осадочного чехла района Песцового месторождения и наличия послемелового размыва выполнять палеопостроения на более-менее точное время становления криолитозоны не представилось возможным. Поэтому в качестве верхнего репера для построения карты изопахит была выбрана подошва кузнецовской свиты туронского яруса. Внесенная таким образом погрешность вряд ли имеет принципиальное значение, поскольку Песцовый вал, являясь унаследованной структурой, в течение рассматриваемого периода времени развивался в целом однонаправлено, и залежи к этому времени в пласте БУ₉ уже существовали. По данным В.С. Бочкарева и др. [7], формирование залежей нефти и газа в неокомских коллекторах описываемого района датируются верхнемеловым временем.

На палеоструктурной карте (рис. 2.12) и на палеоразрезе (рис. 2.13) пласта БУ₉ Песцового месторождения газовая шапка находится в сводовой части палеоподнятия в полном соответствии с принципами антиклинально-гравитационной концепции. ГНК имеет горизонтальное положение. В западной части месторождения газовая шапка в незначительном объеме, вероятно, ограничивается капиллярным барьером первого рода.

Нефтяная же оторочка на палеоструктурном плане в восточной части месторождения также располагается в полном соответствии с принципами антиклинально-гравитационной концепции, т.е. здесь контуры ВНК полностью соответствуют форме изопахит, что подтверждается и данными испытания скважин. Однако, в западной части месторождения распространение нефти ограничивается капиллярным барьером первого рода, т.е. барьером, возникшим на стыке разнопоровых фаций. Свидетельством этому является то, что в скважинах №9 и №21 из пласта БУ₉ получены притоки воды с гипсометрических уровней, находящихся выше ВНК. На палеоструктурном плане в районе скважины №9 пласт БУ₉ находится выше ВНК более чем на 30 м. В современном структурном плане это превышение составляет около 70 м. (рис. 2.10, рис. 2.13). Фактические данные для построения капиллярно-гравитационной модели нефтегазовой залежи пласта БУ₉ Песцового месторождения приведены в таблице 2.6.

Рис. 2.12. Палеоструктурная карта пласта БУ₉² Песцового месторождения на туронское время

Рис. 2.13. Распределение воды, нефти и газа в залежи пласта БУ₉² Песцового месторождения в схематическом разрезе на туронское время и на современной структуре

Таблица 2.6

Данные для построения капиллярной модели нефтегазовой залежи пласта БУ₉² Песцового месторождения

№№ скв.	Условные координаты скважин (км)	Абс. отм. кровли пласта (м)	Δh пл. БУ9 -К2t	Данные испытания	Рк (кг/см2)	hэф. нефтености (м)	hэф газоносности
	X	У

					газ	2.9		11.4
					газ	9.3		4.0
					газ	11.0
					сухо	34.0
					н-в	7.7	17.5
					вода	16.0
					нефть	14.0	16.4
					“сухо”	40.0
					н-в	7.8	3.4	-
					газ	3.0		9.4
					н-в	11.0	2.0	-
					нефть	4.1	10.0
					н-в	7.6	6.8	-
					вода	19.0
					нефть	4.7	13.4
					нефть	9.6	6.6
					вода	11.0
					вода	10.8
					вода	6.0
					нефть	3.4	9.2
					газ-нефть	3.2	4.8	12.4
					газ	7.5		12.8
					нефть	5.6	4.3
					н-в	9.9	3.2
					вода	16.0

На карте капиллярных давлений начала фильтрации (рис. 2.11) в западной части Песцового месторождения четко прослеживается зона водоносных пород пласта БУ₉, охарактеризованная повышенными значениями капиллярных сил, которая западнее переходит в зону сплошной заглинизированности песчано-алевролитовых пород пласта БУ₉. Здесь пласт при испытании оказался «сухим» (скв. 5, 13).

Имеющиеся данные по капиллярным давлениям начала фильтрации в пласте БУ₉ Песцового месторождения в водоносной и нефтеносной частях позволяют определить максимально возможную высоту нефтяного скопления, которую способен удерживать по латерали описанный капиллярный барьер первого рода:

, где

Ркэ и Ркк – капиллярные давления в экране и коллекторе (кГ/см²),

ρ _в и ρ_{н –} удельные веса воды и нефти в пластовых условиях (г/см²).

Таким образом, в водоносной барьерной фации капиллярное давление составляет 1.98 кГ/см² (скв. 21). В нефтесодержащей фации оно равно 0.78 кГ/см². При удельных весах пластовой нефти и воды равных 0.820 г/см³ и 1 г/см³ соответственно максимально возможная высота нефтяного скопления должна составить:

Проекция контуров газоносности и нефтеносности с палеоструктурной карты на карту современной структуры пласта БУ₉² (рис. 2.10) иллюстрирует резкую изменчивость по территории месторождения абсолютных отметок ВНК и ГНК. При этом отметки ВНК изменяются с востока на запад от –3060 м. до –2990 м., т.е. в пределах 70 м. Это может свидетельствовать о том, что капиллярный барьер, контролирующий нефтяное скопление с запада, исчерпал свою аккумулирующую способность и залежь достигла своей максимально возможной высоты в период нефтегазонакопления.

Газовая шапка, находящаяся в основном под контролем капиллярного барьера второго рода, имеет абсолютные отметки ГНК – 3040 м. на востоке и –2970 м. на западе, т.е. их размах составляет также около 70 м (рис. 2.10, рис.2.13).