3.1.2.Капиллярная модель газоконденсатной залежи пласта бу8 Ямбургского месторождения
Наиболее ярко стабилизирующая роль капиллярного барьера, возникшего вследствие снижения пластовой температуры, проявляется на газоконденсатной залежи в пласте БУ8 неокомского возраста на Ямбургском месторождении, расположенном на севере Западной Сибири в пределах Тазовского полуострова.
Ямбургское месторождение приурочено к крупному куполовидному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами МОВ в 1969 г.
По кровле отражающего горизонта “Б” Ямбургское поднятие имеет субширотное простирание и оконтуривается изогипсой -4100 м. Размеры поднятия - 55Х47 км, амплитуда - 300 м. Поисковое бурение на Ямбургском месторождении начато в 1969 г. В этом же году оно было открыто первой поисковой скважиной №2. В пределах месторождения выявлены газовые и газоконденсатные залежи в пластах БУ12, БУ8, БУ7 ,БУ6, БУ4 , БУ3 неокома, а также в пласте ПК сеноманского яруса. Залежи являлись высокодебитными. В неокомских отложениях залежи относятся к пластовому типу. Продуктивные пласты представлены песчаными породами с прослоями глин.
Залежь пласта ПК покурской свиты содержится в песчаниках и алевролитах с преобладанием песчаников. Песчаники, как правило крупнопоровые, гидродинамически связаны между собой, и зачастую представлены сверхкапиллярными разностями. Все это обусловило формирование в сеноманских отложениях Ямбургского месторождения обычной массивной сводовой залежи газа.
Основной является залежь зонального интервала БУ81. Она распространена почти по всей площади поднятия за исключением западной ее части. На западном крыле Ямбургского поднятия она экранируется водоносными песчаными породами (скв. 150), которые к западу замещаются глинистыми алевролитами. Вскрыта залежь на глубинах 2849-3274 м. Размах отметок ГВК между западным и восточными крыльями поднятия достигает 300 м и его наклоном в юго-восточном направлении. Исходя из традиционных представлений, некоторые авторы объясняют это отклонение от принципов антиклинальной концепции предположением о наличии в пределах Ямбургского поднятия серии тектонических нарушений [24].
Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 0.6 до 20 м. Увеличение газонасыщенных толщин наблюдается в центральной части залежи (скв. №165, №168 и др.), а также на восточном крыле поднятия (скв. №109, №160 и др.). Размеры залежи составляют 42Х55 км при высоте 420 м.
Залежь зонального интервала БУ82 вскрыта скважинами в диапазоне глубин 2956-3300 м. Относительно свода поднятия она смещена в восточном направлении. Размах абсолютных отметок составляет около 100 м. Эффективные газонасыщенные толщины составляют 0.4-15.2 м. В юго-восточной части месторождения в пласте БУ82 скважиной №162 обнаружена нефтяная оторочка.
В пласте БУ83 в пределах месторождения открыто три залежи. Основная залежь занимает центральную часть поднятия. Вскрыта она в интервале глубин 2873-3206 м. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1 до 21 м. Размеры залежи составляют 29Х38 км, высота - 334 м. Размах абсолютных отметок ГВК составляет 28 м при его наклоне в юго-восточном направлении.
Как и для других зональных интервалов пласта БУ8, изменчивость абсолютных отметок ГВК в пласте БУ83 объясняют предположением о его нарушении разломами или выклиниванием. В основу физико-литологической характеристики пласта БУ8 положены результаты исследования в ЦЛ Главтюменьгеологии.
Пласт БУ8 представлен средне- и мелкозернистыми, в сочетании с крупнозернистыми, песчаниками, чередующимися с алевролитами. Отсортированность пород средняя. В составе песчаных пород содержится от 30 до 40% кварца, до 50% полевых шпатов, около 15% обломков и небольшое количество слюды. Размер обломков изменяется от 0.01 до 0.4 мм. Цемент песчаников по типу - порово-пленочный, порово-базальный, реже базальный. Его состав гидрослюдистый, хлоритовый и карбонатный. Содержание цемента изменяется от 5 до 35%.
Алевролиты серые, аркозовые, слюдистые, слоистые. Обломочный материал среднеотсортирован и составляет 60-85%. Содержание цемента изменяется от 15 до 40%. Породобразующими минералами являются кварц (35-40%), полевые шпаты (40-45%), обломки пород (15-20%), слюды (1-6%).
Как песчаники, так и алевролиты пласта БУ8 характеризуются невысокой степенью гидрофильности. Пористость песчаных пород изменяется в пределах 12.6-19.4%. проницаемость колеблется от 0.0002 до 0.257 мкм2. Аргиллиты темно-серые, бурые, иногда почти черные, плотные, однородные, слюдистые, плитчатые с примесью песчаного и алевритового материала. Состав - каолинит-хлорит-гидрослюидистый с примесью тонкодисперсного пелитоморфного сидерита.
Как следует из описания газоконденсатных залежей, выявленных в пласте БУ8 Ямбургского месторождения, из многих скважин, вскрывших пласт на гипсометрических уровнях выше ГВК, получены обильные притоки воды. Таким образом, скорее всего залежи в пласте БУ8 Ямбургского месторождения контролируются капиллярными барьерами, возникшими на ГВК вследствие охлаждения газоносного резервуара на последнем этапе геологического развития.
Однако, следует отметить, что при составлении моделей неокомской залежи газоконденсата в пласте БУ81 Ямбургского месторождения геологи в угоду антиклинальной концепции ограничивают залежь с запада проблематичным глинистым линейным экраном, проходящим между скважинами, из которых западнее (скв. №150 и др.), получены притоки воды, а восточнее (скв. №24 и др.) - притоки газа. Сама же эта линейная зона распространения глин не подтверждена ни одной скважиной. Также следует отметить, что формирование линейных зон глин не объяснимо с точки зрения палеогеографии.
По данным А.Р. Курчикова и др. [29], степень охлаждения в районе Ямбургского выступа составила не менее 400С.
Амплитуда неотектонических движений, по свидетельству И.П. Варламова [13], здесь могла достигнуть около 175 м, что на 100 с лишним метров меньше разности отметок ГВК в пределах Ямбургского поднятия. Несоответствие размаха неотектонических движений с разностью современных отметок ГВК, в частности, может быть обусловлено стабилизацией газоконденсатной залежи в более ранний этап геологического развития под воздействием охлаждения меньшей степени, что согласуется со сравнительно невысокой проницаемостью пласта. Во всяком случае, на палеоструктурной карте и профиле выравнивания, составленном на позднемеловое время, газоводяные контакты залежей в пласте БУ8 имеют практически горизонтальное положение (рис. 2.1, 2.2). Это может свидетельствовать о том, что рассмотренные углеводородные скопления при более высоких пластовых температурах формировались согласно принципам антиклинально-гравитационной теории нефтегазонакопления, а затем, в послемеловое время, но до момента максимального охлаждения, были стабилизированы на участках своего первоначального образования. В связи с близостью фильтрационно-емкостных характеристик песчаных пород внутри рассмотренных залежей и за их контуром наиболее вероятным фактором их стабилизации может являться капиллярный барьер, возникший за счет резкого увеличения межфазного натяжения на контакте пластовых вод с газовым скоплением. На палеоструктурной карте газоконденсатная залежь пласта БУ8 практически полностью согласуется с антиклинальной структурой (рис.2.1). Проекция залежи на современную структуру демонстрирует размах отметок ГВК, достигающий, в зависимости от площадного распространения, трехсот метров для зонального интервала БУ81 (рис. 2.2, 2.3), и около ста метров для пропластка БУ82. Для нижнего зонального интервала БУ83 размах отметок ГВК составляет 30 метров.
Рис. 2.1. Палеоструктурная карта пласта БУ8 на туронское время Ямбургского месторождения
Рис. 2.2. Профильный разрез пласта БУ8 Ямбургского месторождения
Рис. 2.3. Структурная карта кровли пласта БУ8 Ямбургского месторождения