Роль тектонических нарушений в формировании залежей углеводородов “G” месторождения

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice Т. 11. №11 2025

УДК 553.98:551.24:571.1.                           

“G” нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Надым-Пурской нефтегазоносной области, является классическим примером сложнопостроенного месторождения севера Западной Сибири. Его открытие в 1965 году было связано с выявлением Пурпейского вала – крупной положительной структуры второго порядка. Особенностью месторождения является его многопластовость (более 45 продуктивных пластов) и чрезвычайно сложное, блоковое строение, обусловленное интенсивной разрывной тектоникой. Месторождение приурочено к Пурпейской брахиантиклинали, являющейся частью Пурпейского малого вала в пределах Северного крупного вала Западно-Сибирской геосинеклизы. Согласно тектоническим схемам, эта структура представляет собой приподнятую зону, осложненную серией разломов северо-западного и северо-восточного простираний [5].

Рисунок 1 Схема геолого-геофизической изученности «G» месторождения

Данные сейсморазведки МОВ и МОГТ, выполненные в период с 1960-х по 2000-е годы (Рисунок 1), выявили, что месторождение интенсивно нарушено разломами, формирующими мозаику блоков как в фундаменте, так и в осадочном чехле. Эти нарушения имеют, в основном, сбросовый характер и формируют центрально-осевые грабены (Рисунок 2). Важной особенностью является унаследованность развития структур. Наиболее рельефно Пурпейский вал выражен в юрских отложениях (отражающий горизонт Б), в то время как в вышележащих меловых отложениях (сеноман, горизонт М) его формы существенно выполаживаются, а структурный план упрощается.

Рисунок 2. Схема тектонических нарушений

Данные и методы исследований

Для достижения поставленной цели был применен комплексный подход, основанный на интеграции и совместном анализе разнородных геолого-геофизических данных «G» нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Исследование базируется на следующих основных массивах информации:

каротажа (АК) и др., которые являются основой для расчленения разреза, корреляции пластов и количественной оценки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) [3].

• -    лабораторные исследования керна. Привлечены результаты литологических, петрофизических и геохимических исследований керна, отобранного из продуктивных пластов группы БП. Проанализированы данные по гранулометрическому составу, открытой пористости (Кп) и проницаемости (Кпр) по 250 образцам, что обеспечило верификацию интерпретационных моделей, построенных по данным, ГИС [4].

• -    промыслово-технологическая информация. Для оценки продуктивности и флюидальной характеристики залежей использованы результаты опытно-промышленной эксплуатации и испытаний скважин, включающие замеры дебитов нефти, газа и конденсата, газового фактора, а также результаты замеров пластовых давлений.

Методология работы включала последовательное решение следующих задач:

• -    сейсмогеологическая интерпретация и картирование разломов. На первом этапе была выполнена детальная интерпретация сейсмических данных. Положение тектонических нарушений картировалось путем комплексного анализа когерентных атрибутов, кубов кривизны и сейсмических разрезов [8]. Это позволило выявить зоны с нарушенной целостностью осадочного чехла и построить схему разломно-блокового строения месторождения.

• -    структурное моделирование. На основе результатов интерпретации построены структурные карты по кровле основных продуктивных пластов (БП₇-БП₉, Ю_г) и серия геологических профилей (Рисунок 4), наглядно демонстрирующих изолирующую роль разломов и формирование самостоятельных залежей в отдельных блоках.

• -    анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Для оценки влияния тектонических нарушений на коллекторы проводился сравнительный анализ ФЕС в приразломных зонах и в ненарушенных блоках. По данным ГИС и керна были количественно оценены значения пористости и проницаемости. Выделены зоны аномального улучшения ФЕС, связанные с развитием трещиноватости и дробления пород вблизи разломов.

• -    анализ пластовых давлений и флюидной системы. Рассчитаны коэффициенты аномальности пластовых давлений (K а = P факт /P гидрост ) для различных горизонтов от сеномана до юры. Совместный анализ распределения давлений, газового фактора и положения разломов позволил сделать выводы о миграционных путях флюидов и механизмах формирования аномально высоких пластовых давлений (АВПД) [2].

Интеграция всех перечисленных методов в единую модель позволила комплексно оценить роль тектонических нарушений в формировании залежей углеводородов на «G» месторождении.

Результаты и их обсуждение

Важнейшей функцией разломов является их экранирующая роль. Выступая в качестве непроницаемых барьеров, они разделяют единые продуктивные пласты на изолированные блоки, в каждом из которых формируется самостоятельная залежь со своим флюидальным контактом (ВНК, ГНК, ГВК). Это демонстрирует строение пластов группы БП (Рисунок 3). Например, в пласте БП9 и в пласте БП8³ выделено семь самостоятельных залежей, приуроченных к различным тектоническим блокам. Экранирование приводит к тому, что в пределах одного пласта могут существовать как чисто газовые (БП7¹), так и нефтяные (БП6¹), и нефтегазоконденсатные (БП9²) залежи. Эта же функция обуславливает сложность оконтуривания залежей и необходимость точечного размещения скважин [6]. Наряду с экранирующей, нарушения выполняют и проводящую функцию, создавая каналы для вертикальной миграции углеводородов. Сочетание разломов с аномально-высокими пластовыми давлениями создавало благоприятные условия для межрезервуарного перетока флюидов. Это объясняет формирование многопластовой системы месторождения с этажом нефтегазоносности, охватывающим отложения от сеноманских (ПК12) до верхнеюрских (Ю1). Миграция по разломам, вероятно, сыграла ключевую роль в насыщении вышележащих меловых коллекторов, сформировав, в частности, крупные газовые залежи в сеноманских отложениях.

газонасыщенный коллектор

- вод о насыщенный коллектор

• - нефтенасыщенный коллектор

  - нсколлсктор

  
  

Рисунок 3. Геологический профиль пластов БП7-БП9

Параллельно с миграционной и экранирующей функциями, тектонические нарушения существенно преобразуют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород-коллекторов в приразломных зонах. Под воздействием тектонических деформаций в данных местах месторождения развиваются процессы, способствующие локальной улучшению коллекторских характеристик. Ключевым фактором улучшения ФЕС является развитие микро- и макротрещиноватости вблизи разломов. Для низкопроницаемых коллекторов ачимовской толщи (пласт Ач1) и отдельных пластов тюменской свиты, а также для нетрадиционных коллекторов, где фильтрация осуществляется преимущественно по трещинам, этот процесс имеет определяющее значение, существенно повышая проницаемость пород и, следовательно, их продуктивность [7].

Дополнительным фактором улучшения коллекторских свойств служит механическое воздействие вдоль плоскостей разломов, вызывающее дробление и измельчение песчаников и алевролитов [1].

В результате в приконтактных зонах формируются участки с аномально высокой пористостью, что подтверждается данными лабораторных исследований керна и геофизических измерений. Анализ данных керна и геофизических исследований скважин (ГИС) позволяет выделить блоки, где в приразломных зонах коллекторские свойства улучшены. На «G» месторождении это характерно для следующих структурных блоков (Рисунок 4):

• - центральный блок (район скважин 634Р, 611Р): в пределах этого интенсивно нарушенного блока, где сосредоточены залежи пластов БП₇ - БП₉, данные ГИС фиксируют аномалии высоких значений удельного электрического сопротивления и пористости, интерпретируемые как зоны улучшенных ФЕС (Таблица 1). Высокие дебиты скважин, вскрывших эти интервалы (например, фонтанный приток газоконденсата из пласта БП7² в скв. 634Р дебитом 149.3 м³/сут), подтверждают наличие высокопроницаемых коллекторов, сформированных под воздействием тектонических процессов. - северный блок (район скважины 602Р): В зонах сочленения разломов северного купола также отмечаются участки с повышенными значениями проницаемости в пластах БП₅ - БЩ, что связано с развитием

трещинноватости.

Рисунок 4. значениям ФЭС

Схема тектонических нарушений по пластам группы БП с зоной повышенным

Также можно выделить закономерность, что газовый фактор в центральных блоках аномально высокий и составляет в среднем 150-160 м3/м3. Анализируя данные можно сделать вывод, что эта аномалия напрямую связана с наличием глубинных разломов, которые служили путями миграции газа из глубокозалегающих материнских пород в пласты коллекторов, а также с особенностями формирования залежей в условиях высоких пластовых давлений. Говоря об высокие показатели пластовых давлений, можно проследить связь опять же с тектоническими нарушениями. Тектонические нарушения создают изолирующие блоки и препятствующие нормальному уравниванию давления. Проанализирую данные можно сказать, что аномальность увеличивается с глубиной погружения (таблица 2), например в

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice Т. 11. №11 2025 группе пластов ПК можно увидеть наименьшее превышения давление (1,03 коэффициент аномальности), а уже в пласте Ю1 видны резкие аномальные значение пластового давления (1,38 коэффициент аномальности).

Таблица 1

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ТАБЛИЦА ПОРИСТОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИРАЗЛОМНОЙ ЗОНЫ И ЗОНЫ В НЕ РАЗЛОМОВ

Параметр	В не разломов       Приразломная зона зоны             (в тектонически нарушенных блоках)	Изменение показателей
Пористость (Кп), %	12–18% (среднее    18–25% (среднее ~20%)     Увеличение на 25– ~15%)                                    40%
Проницаемость (Кпр), мД	10–80 мД (среднее   80–500 мД (среднее ~200   Увеличение в 3–10 раз ~30 мД)                мД)
Удельное электрическое сопротивление (ρ), Ом·м	7–15 Ом·м        15–30 Ом·м и выше      Повышение в 1,5–2 раза
Дебиты скважин	Низкие и средние     Высокие (до 150–300 (1–30 м³/сут)                м³/сут)	Рост в 5–10 раз
Таблица 2 СРАВНИТЕЛЬНАЯ ТАБЛИЦА ФАКТИЧЕСКИХ И НОРМАЛЬНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
Параметр	Пласты ПК11-ПК22  Пласты БП4-БП9	Пласт Ю^
Средняя глубина залегания	1100-1600 м         1900- 2300 м	~ 2900 м
Нормальное (гидростатическое)           11-16 МПа          19-23 МПа давление		29.0 МПа
Фактическое давление на месторождении	11,3-16.5МПа       20,3-23,4 МПа	~40 МПа
Коэффициент аномальности                  ~1.03              1.02-1.07		~1.38
Оценка	Нормальное      Слабоаномальное	Сильное АВПД

Такое распределение и резкий скачок показателей давления может говорить об нескольких факторах влияния тектонических нарушений:

-Помпейский вал остается тектонически активным., причем наиболее интенсивные процессы протекают в нижней части осадочного чехла (юрские отложения) и в фундаменте (палеозойские отложения). На это указывает наличие разломов, которые прослеживаются до верхних горизонтов.

-восходящая миграция флюидов из более глубоких зон. С больших глубин, например из палеозойских отложений, по разломам происходит миграция флюида, вместе с которым идёт передача и пластовой энергии в пласт Ю1. По этому процессу, а также об активной тектоники нарушений, можно сделать предположения об формирование условий для образования и наличию залежи или залежей углеводородов в отложениях фундамента.

Заключение

Проведенное исследование роли тектонических нарушений в формировании залежей углеводородов «G» нефтегазоконденсатного месторождения позволило установить их определяющее влияние на строение, распределение и продуктивность залежей. Комплексный анализ данных сейсморазведки (МОВ, МОГТ), геолого-геофизических исследований скважин (ГИС) и керна показал, что разломно-блоковая структура является ключевым фактором, контролирующим все основные аспекты нефтегазоносности данного сложнопостроенного объекта.

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice Т. 11. №11 2025

Установлено, что тектонические нарушения выполняют двойственную функцию:

• -    разломы выступают в качестве непроницаемых барьеров, разделяющих продуктивные пласты на изолированные блоки. В каждом блоке формируется самостоятельная залежь со своими флюидальными контактами (ВНК, ГНК, ГВК), что обуславливает многопластовость (более 45 пластов) и чрезвычайно сложное строение месторождения. Это приводит к наличию в пределах одного пласта залежей различного фазового состава (газовых, нефтяных, газоконденсатных) и диктует необходимость точечного размещения скважин.

• -    разломы служат каналами для вертикальной миграции углеводородов. В сочетании с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) это обеспечивало межрезервуарный переток флюидов и формирование многопластовой системы с этажом нефтегазоносности от сеноманских до верхнеюрских отложений [6].

Ключевым практическим результатом работы является выявление существенного улучшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов в приразломных зонах. В центральном и северном блоках месторождения развитие микро- и макротрещиноватости, а также процессов дробления пород под воздействием тектонических деформаций приводит к аномальному росту пористости (до 25%), проницаемости (до 500 мД) и, как следствие, дебитов скважин (в 5–10 раз). Данные ГИС подтверждают наличие этих зон аномально высоким удельным электрическим сопротивлением.

Выявлена прямая связь тектонических нарушений с аномальными пластовыми давлениями и составом флюидов. Установлено, что коэффициент аномальности пластового давления возрастает с глубиной, достигая максимальных значений в юрских отложениях (до 1,38 в пласте Ю1). Это, наряду с аномально высоким газовым фактором в центральных блоках (150-160 м³/м³), свидетельствует о продолжающейся восходящей миграции флюидов и пластовой энергии по глубинным разломам из палеозойского фундамента, что предполагает потенциальную нефтегазоносность отложений фундамента.

Таким образом, тектонические нарушения являются основным фактором, контролирующим локализацию, фазовый состав, фильтрационно-емкостные свойства и продуктивность залежей на «G» месторождении. Полученные результаты имеют важное прикладное значение для оптимизации поиска, разведки и разработки подобных сложнопостроенных месторождений. Они обосновывают необходимость детального изучения разломно-блоковой структуры на этапах геологического моделирования и проектирования размещения скважин, с целью точного выявления зон с улучшенными ФЕС и прогнозирования флюидальных контактов в каждом изолированном блоке. Надежность выводов обеспечивается комплексным использованием современных методов сейсморазведки и промысловой геофизики.