Тектоническая характеристика строения месторождения

 

Вахское месторождение связано с группой структур (Вахская, Южно- Вахская, Восточно-Вахская, Северо-Вахcкая), объединенных в крупную брахиантиклинальную складку неправильной формы, расположенной в северной периклинальной части Криволуцкого вала, последняя осложняет центральную часть Александровского мегавала (рисунок 2.2).

По поверхности отражающего горизонта IIа гипсометрически наиболее высокое положение занимает Вахская структура, которая представляется брахиантиклинальной складкой субмеридионального простирания, по оконтуривающей сейсмоизогипсе минус 2150 м ее размеры в плане составляют 22 х 15 км, амплитуда 60 м. Крыльевые части относительно симметричны и ближе к центральной трети структуры осложнены структурными слабовыраженными носами и заливообразными погружениями. Ось структуры плавно погружается в северном направлении, в южном - слабо ундулирует, что сопровождается развитием цепочки мало амплитудных вершин; по стратоизогипсе минус 2130 м, их размеры составляют 2,0-4,2 х 0,8-1,8 км.

Юго-западная периклиналь Вахской структуры через неглубокий (8-10 м) прогиб сочленяется с Южно-Вахским поднятием, центральная часть последнего осложнена двумя дизъюнктивными нарушениями северо-восточного простирания. Имея незначительные размеры 9 х 8 км, амплитуда достигает 100 м. К северу и востоку от основной Вахской структуры по сейсмоизогипсе минус 2280 м выделяется террасовидная ступень палеозойского заложения. Восточный борт последней плавно сопрягается с Люкпайским валом, юго-восточный резко погружается в сторону Усть-Тымской впадины. Часть террасы, примыкающая к восточному крылу Вахской структуры, в современном плане соответствует Восточно-Вахской структуре, которая осложнена многочисленными вершинами ориентированными, преимущественно, в субмеридиональном направлении. Наибольшее поднятие (1,4 х 4,0 км, амплитуда 53 м) приурочено к центральной части. В северной части террасы по оконтуривающей изогипсе минус 2240 м выделяется Северо- Вахская структура. В южном направлении по сейсмоизогипсе минус 2170 м она раскрывается в сторону Вахской структуры, а ее северная периклиналь осложнена двумя крупными структурными носами субмеридионального простирания, которые плавно погружаются в сторону Кошильской структурной зоны. Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

Для отражения структурного плана больших размеров и сложного строения Кошильской зоны, выполненной сетки сейсмопрофилей недостаточно. Поэтому здесь приводится только общее, схематичное ее строение без дробления на мелкие структурные элементы.

Приведенная структурная поверхность в целом является основой для последующих построений поверхностей по кровлям песчаных тел- коллекторов продуктивных пластов [2].

 

Рисунок 2.2 Геолого - геофизический профиль продуктивных горизонтов Ю_1-2-3

Коллекторские свойства

 

Фильтрационно-емкостные характеристики и нефтенасыщенность пластов оценивались по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.

Для определения характера насыщения и критических значений на Северо-Вахской и Кошильской площадях использовался комплексный геофизический параметр насыщения, равный 2,3, а также кривые фазовой проницаемости, выполненные на образцах керна.

Определение коллекторских свойств продуктивных пластов горизонта Ю₁ по керновым данным проведено в 42 скважинах. Из нефтенасыщенной и водонасыщенной частей продуктивных пластов выполнено 1119 определений открытой пористости, 681 - проницаемости и 143 - остаточной водонасыщенности. Из них по нефтенасыщенной части 891 значение пористости, 543 - проницаемости и 113 остаточной водонасыщенности. Освещенность коллекторскими свойствами продуктивных пластов примерно одинакова и составила для Ю^1А₁ - 2,2 определения на 1 метр нефтенасыщенной толщины, для пластов Ю^1Б₁, Ю²₁ и Ю³₁, соответственно, 1,7, 2,8 и 2,3 определения. В объеме Ю¹₁ наилучшей проницаемостью выделяется Ю^1Б₁ и по пласту Ю¹₁ в целом газопроницаемость в пятеро превышает Ю²⁺³₁, соответственно, почти вдвое шире диапазон изменения параметра и вдвое выше его коэффициент вариации, т.е. наибольшей неоднородностью газопроницаемости выделяется пласт Ю¹₁.

Проявляется обратная картина по величине открытой пористости: диапазон ее изменения (0,13 - 0,24) шире по Ю²⁺³₁, по выборке Ю¹₁ представлена более узким интервалом значений 0,14 - 0,215.

Несмотря на слабую освещенность керновым материалом и литологическую неоднородность пластов в целом, с достаточной надежностью можно констатировать, что в целом коллекторские свойства пластов Ю^1А₁ и Ю^1Б₁ несколько лучше нежели продуктивной толщи Ю²⁺³₁.

Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств по площадям показал, что по пласту Ю¹₁ (Ю^1А₁ + Ю^1Б₁) отмечается их улучшение на Вахской площади, по пласту Ю²₁ - на Восточно-Вахской площади, по пласту Ю³₁ - на Вахской и Восточно-Вахской площадях.

Более представительными являются выборки параметров коллекторских свойств и нефтенасыщенности, полученные по данным промыслово-геофизических исследований. В целом по месторождению учтено 2590 определений пористости, 2590 - проницаемости и 2590 нефтенасыщенности. При этом освещенность продуктивных пластов определениями примерно согласуется с их нефтенасыщенными объемами. Также достаточно хорошо согласуются средние значения геофизических параметров с идентичными данными лабораторных исследований. При этом также проявляется вышеуказанная тенденция к улучшению фильтрационно-емкостных свойств по группе пластов Ю^1А₁ + Ю^1Б_1.

Хорошо согласуются средние значения открытой пористости пластов Ю¹₁ и Ю²⁺³₁, определенных геофизическим способом с данными лабораторных, аналогичная идентичность значений и по параметру остаточная водонасыщенность (начальная нефтенасыщенность) наблюдается только пласта Ю¹₁, для нижнего различия весьма существенны.

В связи со специфичностью способа определения фильтрационных свойств по материалам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) верхний диапазон значений проницаемости составляет по: Ю¹₁ - 0,035 мкм², Ю²⁺³₁ - 0,020 мкм², что в 10-20 раз меньше, чем по лабораторным анализам.

По коэффициенту начальной нефтенасыщенности предпочтение должно отдаваться результатам определений по данным ПГИ в связи с тем, что лабораторные исследования представляют этот параметр только как верхнее (максимальное) значение для любого образца керна.

Выраженное несоответствие средних значений проницаемости, определенных по керну и ПГИ (пласт Ю^1А₁ Вахской площади и Ю^1Б₁ Вахской и Восточно-Вахской площадей), объясняется явно недостаточным количеством лабораторных исследований при большом интервале изменения параметра.

В результате анализа изменения коллекторских свойств по площадям и разрезу выявлено, что относительно лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (по ПГИ) характеризуется пласт Ю^1А₁ Восточно-Вахской площади, Ю^1Б₁ - Ю²₁ Вахской и Ю³₁ - Восточно-Вахской площадей. И существенно ухудшены параметры пластов по Северо-Вахской и Кошильской площадям.

По отношению к вышеуказанным методам оценки проницаемости несколько отличными являются гидродинамические, из которых наибольший объем исследований выполнен на неустановившихся кривой восстановления давления (КВД) режимах фильтрации, последним характеризуется зона пласта в контуре влияния скважины.

Пласты горизонта Ю₁ охарактеризованы достаточно полно гидродинамическими исследованиями скважин, размещенных только на Вахской и Восточно-Вахской площадях. При этом следует отметить, что выборка исследований по Северо-Вахской площади не представительна, не освещена этим видом исследований и Кошильская площадь.

Различная освещенность пластов гидродинамическими исследованиями, а также преобладающая совместная перфорация (Ю^1А+Б₁, Ю²⁺³₁), не позволяют с достаточной степенью надежности судить о попластовом (от Ю^1А₁ к Ю³₁) изменении проницаемости, поэтому имеется возможность оценить изменение проницаемости только по выше указанным группам пластов, объединенным в объекты разработки.

Исходя из приведенных данных можно отметить, что повышенными значениями средней проницаемости (по КВД) отличаются пласты Ю^1А+Б₁ Вахской, а также пласты Ю²⁺³₁- Восточно-Вахской площадей.

Рассматривая выборки показателя по наиболее исследованным пластам и объектам разработки следует заметить, что верхняя граница диапазона почти в 10 - 20 раз превышает выше охарактеризованные результаты, полученные по исследованиям ПГИ и близки к значениям лабораторных анализов. В подобном соотношении находятся и средние значения проницаемости изучаемых пластов. Характерно, что проницаемости каждого из пластов Ю^1А₁, Ю^1Б₁, Ю²₁, Ю³₁ между собой различаются не столь разительно (0,05 - 0,08 мкм²) как между объектами: Ю¹₁ - 0,108 мкм² и Ю²⁺³₁ - 0,026 мкм². Таким образом, если по средним значениям газопроницаемости различие было пятикратным, то по ГИС - четырехкратное, т.е. эти виды исследования дают практически одинаковые результаты.

Тюменские отложения, вскрытые на Восточно-Вахской, Северо- Вахской и Кошильской площадях, керновым материалом по площади и разрезу охарактеризованы неравномерно и недостаточно. По-существу исследован керн одной скважины Восточно-Вахской площади, при этом три определения проницаемости по пластам Ю¹⁺²₃ и Ю³₁ определений по Ю³⁺⁴₃. Изучены низкопроницаемые разности, в результате средние значения газопроницаемости составляют 0,002 - 0,003 мкм² при исследованной максимальной величине параметра 0,014 мкм². Этого объема исследований, очевидно, далеко не достаточно для представления средних фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

Фильтрационно-емкостные свойства пород тюменской свиты с требуемой полнотой представлены только по данным ПГИ. При этом наибольшей средней проницаемостью (0,012 мкм²) характеризуется пласт Ю²₃, который среди продуктивных пластов тюменской свиты выделяется как основной объект разработки, содержащий наибольшие запасы нефти. Его проницаемость на 30% превышает среднюю проницаемость объекта Ю²⁺³₁. По остальным частям тюменской свиты проницаемость существенно ниже; средние значения составляют 0,04 - 0,007 мкм². Величина открытой пористости практически идентична средним верхних объектов Ю¹₁ и Ю²⁺³₁.

По данным немногочисленных гидродинамических исследований, проведенных в 7 скважинах, имеются сведения (КВД) только по пластам Ю¹⁺²₃, Ю²₃, по ним максимальное значение достигает 0,01 мкм² [3].