3.Варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров, в сочетании со структурой пласта

Построение капиллярных моделей залежей может иметь целью:

• прогноз контура нефтегазоносности, что полезно знать при разведочных работах, а также и при подсчете запасов углеводородов.;

• прогноз строения водонефтяной зоны, положение внутреннего контура нефтеносности и области распространения чистонефтяной зоны, что необходимо знать как для подсчета запасов, так и для составления проекта разработки залежи;

• разделение залежей нефти по геолого-промысловым характеристикам, что может быть использовано при определении и выборе наиболее оптимальной системы разработки месторождения.

3.1.Прогнозирование контуров нефтегазоносности

Прогнозировать контур нефтегазоносности с целью разведки или доразведки залежи на основе капиллярной модели целесообразно в случае, когда по данным поисковых и первых разведочных скважин, наблюдаются резкие скачки ВНК или ГВК, что нередко обусловлено смещением залежи относительно свода антиклинальной структуры.

В нефтегазоносных районах Западной Сибири такие явления наблюдаются довольно часто, особенно в северных ее областях. При этом наблюдаются два варианта экранирования залежей капиллярными барьерами. В случае сравнительно однородного пласта залежь сохраняет смещенное относительно свода структуры положение в основном за счет капиллярного барьера второго рода. Когда же пласт резко неоднороден, залежь экранируется совместным действием капиллярных барьеров первого и второго рода.

3.1.1. Прогнозирование контуров нефтегазоносности залежей, находящихся под преимущественным контролем капиллярных барьеров второго рода

Стабилизирующая роль капиллярного давления при его увеличении вследствие снижения пластовых температур и повышения межфазных натяжений на ВНК и ГВК (барьер второго рода) была рассмотрена на примере газоконденсатной залежи пласта БУ₈ неокома Ямбургского месторождения и газонефтяной залежи пласта БТ₁₇ Русско-Реченского месторождения.

Оба рассмотренные месторождения расположены в области распространения криолитозоны. То есть, снижение пластовых температур на последнем этапе геологического развития здесь было обусловлено по меньшей мере тремя факторами:

• ослаблением теплового потока;

• воздыманием;

• охлаждающим действием толщи многолетнемерзлых пород (ММП).

В Западно-Сибирской низменности почти половина территории занята многолетнемерзлыми породами. К зоне распространения ММП приурочены практически все газовые месторождения Тюменской области и большая часть нефтяных.

По данным Баулина В.В. [4], с учетом строения мерзлых толщ по вертикали выделяются три основные мерзлотных зоны: северная, центральная и южная. Ямбургское и Русско-Реченское месторождения расположены в северной зоне, где толща ММП имеет практически сплошное распространение (Геокриология СССР, 1989). Сквозные талики встречаются исключительно в субаквальных условиях под озерами размером не менее 1000-1200 м и глубиной, превышающей 1 – 1,8 м. Гораздо шире распространены несквозные талики. Они существуют как в субаквальных, так, изредка, в субаэральных условиях, на участках, покрытых зарослями кустарников высотой более 1 м или древесной растительностью. На торфяниках и оторфованных поверхностях, как заболоченных, так и дренированных, на залесенных и безлесных буграх и грядах пучения, безлесных участках, сложенных минеральными грунтами, многолетнемерзлые породы имеют сплошное распространение. На безлесных водораздельных равнинах мерзлые породы имеют толщину от 300 до 400 м. В пределах надпойменных террас их толщина сокращается до 150-250 м.

По сведениям И.И. Нестерова и др. [34], суммарное воздействие охлаждающих факторов в северных районах Западной Сибири привело к снижению пластовых температур в неокомских отложениях на 30-50⁰ С. Таким образом межфазные натяжения на газоводяных контактах, сформировавшихся здесь к этому времени газовых месторождений могли увеличиться практически в два раза, что повлекло за собой и соответствующее увеличение капиллярных давлений.

Очевидно, что при палеотектоническом анализе (с целью решения поставленных задач), построение палеоструктурных карт продуктивных пластов следует производить на время, соответствующее времени наибольшего снижения пластовых температур, т.е. времени становления криолитозоны.

Однако, из-за отсутствия надежных маркирующих горизонтов в самой верхней части осадочного чехла выполнить палеопостроения на более-менее точное время становления толщи многолетнемерзлых пород не удалось. В качестве верхнего репера для построения карт изопахит для всех изученных месторождений была выбрана подошва кузнецовской свиты туронского возраста. Внесенная таким образом погрешность вряд ли имеет принципиальное значение, поскольку антиклинальные ловушки изученных залежей нефти и газа, являясь унаследованными структурами, в течение рассматриваемого периода развивались в целом однонаправлено, и залежи к этому времени в неокомских и юрских отложениях уже существовали [7].