секция 4. геология нефти и газа. современные методы поисков и

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ
345
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
глинистых и глинисто-алевритовых пород.
Увеличение общих толщин происходит в направлении с севера-запада на юго-восток.
Эффективная мощность пласта меняется от 0 м до 56,5 м.
Уровень ВНК принят на отметке -2471 м.
Рис. 4 Карта средних значений пористости
В пределах месторождения выделены 3 литологически экранированные залежи.
Все залежи характеризуются высокими значениями пористости, что
А.А. Ханина позволяет их отнести к III классу коллектора.
по
классификации
Литература
1.
2.
3.
4.
5.
Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. – М.: Недра, 1991. – 368 с.
Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления
представлений). – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. – 141 с.
Ежова А. В. Геологическая интерпретация геофизических данных. Учебное пособие. – Томск, Изд-во Томского
политехнического университета, 2012. – 116 с.
Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной
Сибири // Геология нефти и газа, 2001. – № 1. – С. 18 – 23.
Перевертайло Т.Г., Захарова А.А. Формирование 3D-геологических моделей месторождений нефти и газа в
срезе программного комплекса Petrel («Shlumberger»). Практикум. – Томск, Изд-во ТПУ, 2010. – 93 с.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ РОЛЬ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ В ФОРМИРОВАНИИ
ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
(НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ)
Н.Ю. Рахбари
Научный руководитель профессор Л.А. Абукова
Институт проблем нефти и газа, г. Москва, Россия
Месторождение Медвежье – гигантское месторождение газа на севере Западной Сибири - открыто в
1966 г. в Надым-Пурской нефтегазоносной области. Промышленная газоносность месторождения связана с
отложениями сеноманского и валанжинского возрастов (покурская и мегионская свиты).
Вопрос о механизмах и особенностях образования сеноманской газовой залежи не раз обсуждался в
научной литературе, однако, некоторые особенности формирования газовой залежи месторождения Медвежье
изучены в недостаточной степени. В частности, мало учитываются возможности выделения водорастворенных
газов в свободное состояние на геологических этапах развития бассейна. Этому вопросу посвящена настоящая
работа.
Ранее проведенный анализ гидродинамических условий нефтегазонакопления в пределах ЗападноСибирской водонапорной системы показал, что региональный поток подземных вод направлен с юга на север [3,
6]. Эта особенность может рассматриваться как один из факторов широкомасштабной латеральной миграции
органических веществ и фазообособленных углеводородов из южных и центральных областей к ЗападноСибирского бассейна к северу, при этом подземные воды имели возможность на протяжении всей геологической
истории насыщаться углеводородными газами. В.М. Александровым на примере Уренгойского и Тазовского
нефтегазоносных районов показана прямая связь между объемом растворенного в пластовых водах газа и общим
346
ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР
объемом генерированных в системе углеводородов, из которых примерно десятая часть растворяется в
подземных водах[1], чем и объясняются колоссальные ресурсы водорастворенных газов в этих нефтегазоносных
районах.
Непосредственно на Медвежьем валу гидродинамическая ситуация обусловливается как латеральной,
так и вертикальной составляющей потока подземных вод. Вертикальная геомиграция вызвана разницей
гидродинамических потенциалов верхнемеловых отложений (характеризующихся нормальными пластовыми
давлениями) и нижележащих частей осадочного чехла (где преобладают сверхгидростатические пластовые
давления). Доказано, что сеноманский газ имеет два генетических источника: один приурочен к нижнемеловым
породам, другой – к триасово-юрским [5]. Смешение газов этих двух генераций отмечено не только для
Медвежьего, но также для Уренгойского и других месторождений Надым-Пур-Тазовского района. Данный факт
фиксируется изотопными методами и проявляется в закономерной изотопной гетерогенности залежей, указывая
на их современное формирование и, возможно, на относительную молодость процессов образования
углеводородных газов [5]. Нижнеюрский и среднеюрский нефтегазоносные комплексы признаются ведущими
толщами по масштабам и интенсивности процессов газообразования в недрах Уренгойского и Тазовского
нефтегазоносных районов. Газогенерационный потенциал этих толщ увеличивается по направлению к северной
части территории исследований в соответствии с нарастанием общей массы органического вещества и степенью
его катагенетического преобразования [1].
Таким образом, в течение геологической истории существовали достаточно благоприятные условия для
газонасыщения вод сеноманского возраста Западной Сибири, как следствие, зона депрессии Вуктыльского
месторождения содержит упругие запасы воды в объеме порядка 450 млн. м3; в них сконцентрировано до 15
млн. м3 водорастворенных газов (Г.П. Лысенин, 1991). На Губкинском месторождении при снижении давления
на 2,1-3,2 МПа метан способен выделиться из подземных вод в объеме 150–200 млрд. м3 (Н.М. Кругликов, 1985).
На Медвежьем валу воды предельно насыщены углеводородными газами (либо близки к этому состоянию).
Так, газонасыщенность подземных вод сеноманского горизонта в приконтактной зоне с залежью
составила порядка 2,0 дм3/дм3 на Ныдинской площади, в центральных и южных районах Медвежьего несколько
ниже –
1,97 дм3/ дм3 (А.Н. Лапердин, 2005 и др.).
Дать точную количественную оценку масштабам дегазации подземных вод проблематично. Однако,
если принять модель преимущественно вертикальной миграции углеводородов, то зона разгазирования может
быть сопоставлена с площадью Медвежьего мегавала (примерно 2000 км2), а глубина зоны ограничена
положением юрской части разреза, т.е. глубинами порядка 2500–3000 м [4, 6].
Из данных по геологической истории региона известно, что формирование месторождения Медвежьего
произошло в плиоцен-четвертичное время. В этот период в северных районах Западной Сибири два глобальных
процесса привели к уменьшению пластового давления в мезозойской водонапорной системе. Один из них –
снижение уровня моря (об этом свидетельствуют переуглубленные речные долины), которое достигло 200 м [3];
второй – общее тектоническое воздымание территории, особенно в районах развития валообразных структур. По
данным тектонических построений (Н.Г. Чочиа, 1993) амплитуда таких движений составляла 400–600 м. После
ямальской трансгрессии уровень моря снизился до современного. Можно считать, что при снижении
температуры вод на 10–14oС и давления на 6–8 МПа восходящее движение региона в послеолигоценовое время
способствовало высвобождению в свободную фазу огромного количество газа, преимущественно метанового
состава.
Выполненные нами расчеты показали, что объемы газа, выделившегося из водорастворенного
состояния, намного превышают геологические запасы газа месторождения Медвежье и в сумме составляют
около 8 трлн.м3. Однако, несмотря на внушительность этих оценок, практически весь выделившийся газ
оказался неподвижным, распределенным в слоистой литологической среде бортовых частей Медвежьего вала.
Это значит, что главная роль водорастворенных газов в данном случае состоит не столько в пополнении
ресурсного потенциала, сколько в создании дополнительных условий для изоляции месторождения от влияния
одной из наиболее крупной водонапорной системы. Полученные результаты нашли подтверждение в работах
Л.Н. Капченко, который произвел подобные расчеты для Губкинского месторождения и пришел к аналогичному
выводу [2].
Разгазирование подземной гидросферы обеспечивает повышение газонасыщенности пласта в условиях
тонкой литологической слоистости разреза и «высвечивает» весьма важную функцию этого процесса. Речь идет
о снижении фазовой проницаемости на бортах Медвежьего вала, проявлении (наряду с литологическим)
дополнительного газогидродинамического фактора, способствующего изоляции зоны нефтегазонакопления
(какой является центральная часть вала) от активного воздействия краевых и подошвенных вод. Уникальные
запасы рассматриваемого месторождения сохранились в геологическом времени по той причине, что Медвежий
вал был отсечен от общего гидродинамического потока, направленного с юга на север (и сместившего к северу
зону застойного водообмена бассейна).
В деталях механизм формирования газогидродинамической покрышки реализуется по следующей
схеме: выделение газа из подошвенных и краевых вод при снижении давления ниже давления насыщения;
выделение газовых и минеральных компонентов из поровых вод глинистых отложений  рассеивание
микропузырьков газа по поровому пространству в межглинистых песчано-алевролитовых пропластках 
замещение воды газом в крупных порах с оттеснением воды в более мелкие поры  слияние отдельных газовых
пузырьков под глинистыми пропластками  их медленное продвижение по направлению восстания глинистых
(микро)слоев  разгрузка газовых струек по ближайшему литологическому окну  последующее повторение
этого процесса.
СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ
347
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ
Благодаря такому механизму усиливаются изоляционные свойства глинистых отложений, поскольку
они дополняются водно-газовой смесью, забивающей разноразмерные пустоты в основании глинистого
пропластка. Естественно, что газы в этом пространстве занимают верхнюю (глинистую) часть, воды – нижнюю,
песчанистую, снижая при этом фазовую проницаемость последней.
На основании выполненных исследований можно утверждать, что вклад дегазации подземных вод в
формирование и сохранение в геологическом времени месторождения Медвежье заключается в следующем:
а) в доолигоценовый период геологические запасы месторождения формировались как за счет
собственного газопродуцирующего потенциала, так и за счет привноса углеводородов транзитным латеральным
потоком, направленным с юга Западно-Сибирского бассейна к северу; подземные воды постепенно насыщались
углеводородными газами;
б) в олигоценовое время, когда не только газонасыщенность вод была максимальной, но и часть газа
перешла из водорастворенного состояния в свободное, активность поровых вод глинистых отложений приводила
к формированию минеральных корок на заглинизированных бортовых участках месторождения, латеральный
поток был отрезан; что и обеспечило сохранность от вымывания сформированных к этому времени запасов;
в) в постолигоценовое время главную роль в формировании ресурсного потенциала приобрел
вертикальный поток свободного газа из нижележащих отложений;
Таким образом, формирование ресурсного потенциала месторождения Медвежье обеспечено
разновозрастным проявлением латеральной и вертикальной миграции, а также «запорными» функциями
выделившего из подземных вод газа в течение геологической истории.
Литература
Александров В.М. Оценка масштабов генерации углеводородных газов в связи с формированием залежей в
Уренгойском и Тазовском нефтегазоносных районах: Автореферат дис. канд. геол.-минер. наук. – Тюмень,
1996. – 23 с.
Капченко Л.Н. Гидрогеологические основы теории нефтегазонакопления. – Л.: Недра, 1983. – 263 с.
Кругликов Н.М., Нелюбин В.В., Яковлев О.Н. Гидрогеология Западно-Сибирского нефтегазоносного
мегабассейна и особенности формирования залежей углеводородов. – Л.: Недра, 1985. – 279 с.
Немченко Н.Н., Нестеров И.И., Потеряев А.Г., Рыльков А.В. Особенности палеогеотермического режима мезокайнозойских отложений севера Западной Сибири // Проблемы нефти и газа Тюмени. – Тюмень, 1973. – С. 3 –
7.
Прасолов Э.М. Изотопная геохимия и происхождение природных газов. – М.: Недра, 1990. – 283 с.
Рахбари Н.Ю. Роль водорастворенных газов в формировании и процессах разработки газовых месторождений
со слоистыми коллекторами (на примере месторождения Медвежье): Автореферат дис. канд. геол.-минер.
наук. – М., 2012. – 23 с.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
ЗНАЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ СТРОЕНИЯ НЕФТЕНОСНОЙ ТОЛЩИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ
1
1
А.В. Рева , А.В. Мустафина
2
Научный руководитель профессор М.М. Немирович-Данченко
1
2
Томский научно-исследовательский проектный институт нефти и газа, г. Томск, Россия
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия
На сегодняшний день бурение горизонтальных скважин стало обычным делом на месторождениях
Томской области. В силу того, что траектория таких скважин закладывается вдоль напластования, для
обеспечения высокой эффективности бурения необходимо иметь четкое представление о вертикальной и
латеральной изменчивости разреза вдоль горизонтального участка.
Небольшие месторождения, такие как Карасевское и Северо-Карасевское, разрабатываются сеткой
горизонтальных скважин. Экономической особенностью таких проектов является тот факт, что эффективность
бурения каждой отдельной скважины существенно влияет на экономику всего проекта в целом. А результат
запуска каждой скважины зависит от особенностей внутреннего строения нефтеносной толщи.
Верхнеюрский комплекс, к которому приурочены залежи УВ на изучаемой территории, несмотря на его
высокую изученность бурением, характеризуется сложностью строения. По мнению ряда исследователей [1, 2, 3,
4], неоднородность строения данного горизонта связана с существовавшими в позднеюрское время русловыми
потоками, результат деятельности которых фиксируется в виде локальных зон увеличенных эффективных
толщин. На сегодняшний день прогноз развития подобных зон по площади в верхнеюрском горизонте для
геологов-нефтяников является сложной задачей, успешное решение которой приведет к повышению показателей
эффективности бурения на месторождениях, имеющих подобное строение.
На исследуемой площади имеется достаточно большой объем геологической информации:
- каротажные данные;
- исследования и описания керна;
- куб сейсморазведочных данных 3D и результаты его обработки;
- результаты гидродинамических исследований скважин;
- история работы и испытания скважин.