2.2.Тектонические особенности месторождения

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение приурочено к верхнему надвинутому блоку одноименной структуры, представляющей собой принадвиговую фронтальную складку.

Структурный план складки и условия формирования предопределяют расположение ее во внутренней зоне Верхнепечорской впадины. Морфологически складка представлена сложно построенной узкой, длинной, высокоамплитудной, асимметричной антиклиналью. Региональный надвиг осложняет западное крыло структуры, по нему складка надвинута на залегающую субгоризонтально толщу каменноугольного и пермского возраста, в результате чего складка имеет два структурных этажа: верхний надвинутый - аллохтонный и нижний недислоцированный - автохтонный.

Наиболее изучена аллохтонная часть структуры, к которой приурочена разрабатываемая массивно-пластовая газоконденсатная залежь.

Амплитуда складки в контуре продуктивности по отложениям нижней перми достигает 1500 м при длине 80 км и ширине 3,5-6 км, свод ее с глубиной значительно смещается к востоку. Восточное крыло складки относительно пологое, в пределах газоносной части структуры угол наклона составляет 15-20; западное - крутое (углы наклона 50-60^о, местами до 80-90), осложнено региональным нарушением надвигового типа амплитудой от 600 до 1000 м.

Плоскость этого регионального надвига, по которому произошло смещение и смятие надвинутой части Вуктыльской структуры, представляет собой волнистую поверхность субмеридионального простирания, круто воздымающуюся в западном направлении и резко выполаживающуюся на востоке. Основной плоскости регионального нарушения сопутствуют оперяющие сколы. Породы, заключенные между плоскостью основного нарушения и плоскостями сколов, на западном крыле структуры подвернуты, поставлены на “голову” и даже запрокинуты.

За счет ундуляции оси складки по своду Вуктыльская антиклиналь осложняется локальными поднятиями - куполами южным, средним и северным. Северная периклиналь последнего замыкается в районе скв.57, отсюда начинается небольшой подъем слоев, переходящий в Северо-вуктыльское поднятие, с которым связана отдельная нефтяная залежь.

Максимальную высоту (до 1 км) по оконтуривающей изогипсе поверхности нижнепермских карбонатов минус 2900 м складка имеет на северном куполе, далее к югу кровля продуктивной толщи погружается, что приводит к снижению высоты складки до 300-350 м на южном и среднем куполе.

2.3.Строение продуктивной толщи

Изучение и уточнение геологического строения газоконденсатной залежи Вуктыльского НГКМ осуществлялось с момента ее открытия в 1964 г. при разведке, опытно-промышленной эксплуатации и текущей ее разработке.

Основные представления о геологическом строении залежи, существующие до настоящего времени, сложились с самого начала ее изучения. Залежь была классифицирована как массивно-пластовая. По ней подсчитаны и утверждены в 1972 г. ГКЗ СССР (протокол № 6575 от 09.06.72 г.) запасы газа, конденсата и нефти по пяти подсчетным объектам в карбонатной нижнепермско-каменноугольной части разреза и по одному объекту в терригенной бобриковской части северного купола, выделенному в отдельную пластовую залежь.

Дальнейшее разбуривание месторождения значительных изменений в структуру залежи не внесло. В ядре северного купола были вскрыты более древние турнейские отложения, в связи с чем дополнительно выделена литолого-коллекторская пачка карбонатов турнейского яруса нижнего карбона.

Бобриковская газоконденсатная залежь северного купола, ранее рассматриваемая как самостоятельная, по условиям разработки отнесена к единой нижнепермско-нижнекаменноугольной залежи, так как доказана их гидродинамическая связь, хотя и затрудненная. В скв.153, вскрывшей эту залежь на отметке минус 3121 м, было зафиксировано пластовое давление на 10 МПа ниже первоначального, хотя газ из этой части залежи не отбирался, что говорит о вовлечении всего продуктивного массива в процесс истощения.

На южном куполе в 1982 г. скв.230 вскрыта сводовая, обособленная, гидродинамически изолированная залежь газа незначительных размеров в бобриковских терригенных коллекторах.

В процессе дальнейшей разработки месторождения представления о его геологическом строении практических изменений не претерпели, кроме тех случаев, когда по результатам бурения скважин были уточнены отдельные элементы тектонического строения складки.

Разрабатываемая газоконденсатная залежь приурочена к мощной преимущественно карбонатной толще нижнепермско-каменноугольного возраста. Максимальной величины этаж газоносности достигает в своде северного купола (скв.119) - 1420 м;741 м - на среднем (скв. 189) и 824 м - на южном куполе (скв.191).

Покрышкой газоконденсатной нижнепермско-каменноугольной залежи является сульфатно-терригенная толща кунгурского возраста нижней перми. Мощность экранирующей толщи изменяется от 100-150 м на севере до 630 м на юге месторождения.

Продуктивная толща сложена преимущественно карбонатными породами, терригенные отложения развиты лишь в нижней алексинской и бобриковской части.

По литолого-петрофизическим особенностям пород и характеру распределения коллекторов продуктивный разрез расчленяется на семь литолого-коллекторских пачек, приуроченных к определенным стратиграфическим горизонтам. Следует отметить, что деление это весьма условно (произведено с целью удобства подсчета запасов), так как в дальнейшем, по мере разработки месторождения, окончательно утвердилось мнение, что независимо от емкостных характеристик пачек месторождение представляет собой единый газогидродинамический резервуар.

Характеристика пачек дается ниже.

I пачка - отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми. Средняя толщина - 256 м. В верхней части пачки залегают аргиллиты и мергели, книзу разрез представлен уплотненными органогенно-обломочными известняками, глинистыми, окремненными. Наблюдается слабая доломитизация и хорошо развитая микротрещиноватость. Поровые и трещинно-поровые коллекторы залегают крайне неравномерно в виде тонких прослоев и линз, не коррелируемых по площади, и составляют не более 3% толщины пачки.

II пачка - отложения ассельского яруса нижней перми и верхнего карбона. Средняя толщина составляет 82 м. Это плотные органогенные, органогенно-обломочные и органогенно-детритовые известняки, сильно перекристаллизованные, в разной степени доломитизированные до доломитов, участками глинистые и окремненные. Породы микротрещиноватые, реже микрокавернозные. Коллекторы имеют линзовидное распространение.

III пачка - отложения московского яруса средней толщины 143 м. Представлена переслаиванием доломитизированных известняков и доломитов. С последними связано широкое развитие поровых и трещинно-поровых коллекторов. Для нижней части пачки характерно развитие глинистых разностей карбонатных пород. Микротрещиноватость, микрокавернозность развиты по всей пачке. Поровые и трещинные коллектора в этой пачке развиты повсеместно, на их долю приходится 28-30% толщины пачки.

IV пачка - отложения башкирского яруса среднего карбона и протвинского горизонта серпуховского яруса нижнего карбона. Средняя толщина 126 м. Состоит в основном из органогенно-детритовых и органогенно-обломочных известняков, в разной степени доломитизированных и перекристаллизованных, и вторичных доломитов. В нижней части наблюдается увеличение глинистости. Повсюду распространена микротрещиноватость, реже- микрокавернозность. Коллекторы развиты повсеместно и занимают от 10,6 до 17,6% толщины пачки.

V пачка - нерасчлененные отложения стешевского и тарусского горизонтов серпуховского яруса и веневский горизонт визейского яруса. Средняя толщина 130 м. Сложена органогенно-детритовыми известняками, массивными, перекристаллизован-ными и доломитизированными, реже вторичными доломитами. Породы слабоглинистые, участками пористые, микрокавернозные, реже слабо окремненные, сульфатизированные, микро- и макротрещиноватые. Поровые и трещинно-поровые коллекторы имеют много общего с III пачкой. Они составляют 25-28% от толщины пачки.

VI пачка - отложения михайловского, алексинского (окский надгоризонт), тульского и бобриковского (яснополянский надгоризонт) горизонтов визейского яруса нижнего карбона. Средняя толщина 400 м. Состоит из карбонатных и терригенных пород. Михайловская часть разреза- это известняки, редко доломитизированные; алексинский разрез терригенный - аргиллиты и алевролито-песчаники; тульский слага-ется глинисто-карбонатными породами; бобриковский - переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Поровые коллекторы составляют 5,6 % всей толщины пачки.

VII пачка - верхи турнейского яруса нижнего карбона. Вскрытая толщина до ГВК составляет 250 м. Сложена известняками слабо доломитизированными и глинистыми, перекристаллизованными.

Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным. В общем массиве и по отдельным литолого-стратиграфическим пачкам выделяются три группы коллекторов с параметрами:

- 1-я группа - тонкопорово-микрокаверновотрещинные с проницаемостью менее 0,01 мД и пористостью 0,1-3,0 %;

- 2-я группа - порово-микрокаверновотрещинные с проницаемостью 0,0005- 0,85 мД и пористостью 3,0-6,0 %;

- 3-я группа - трещинно-микрокаверновопоровые с проницаемостью 0,11- 4513 мД и пористостью более 6 %.

Увеличение объемов последних двух групп коллекторов с пористостью более 3 % связано с вторичными процессами, проходившими наиболее интенсивно в органо-генных и органогенно-обломочных известняках. Промышленная их ценность подтверждена опробованием и профилями притока, ценность же коллекторов с пористостью менее 3 % окончательно не установлена. Имеется ряд факторов свидетельствующих как о возможности отнесения их к промышленным, так и о невозможности. Однако, на завершающей стадии разработки залежи очевидным становится то, что их потенциальные возможности как объектов эксплуатации снижены настолько, что они не представляют промышленного интереса.

Соотношение типов коллекторов определяет значительную неоднородность продуктивного массива по емкостным и фильтрационным параметрам. В каждой пачке зоны порового коллектора представляют собой сложно построенные разрезы и состоят из чередования низко- и высокопроницаемых разностей. Наибольшую газонасыщенную емкость имеет III литолого-коллекторская пачка. Толщина ее соизмерима с другими , а суммарная эффективная толщина поровых коллекторов, их коллекторские свойства выше, чем в других пачках. Несколько уступают ей по распределению пористости породы Y пачки, однако фильтрационные свойства их значительно снижены по сравнению с пачкой III и приближаются к IY пачке, обладающей более низкими физическими параметрами.

Величины суммарных эффективных газонасыщенных толщин поровых коллекторов в продуктивном разрезе характеризуются неравномерным распределением по площади. Максимальные их значения тяготеют к сводовой части структуры и западному крылу. Сокращение эффективных газонасыщенных толщин наблюдается на периклинальных замыканиях и на восточном погружении складки. Литологическое замещение коллекторов выявлено по результатам опробования в московских отложениях в скв.24 и 142.