Строение отложений тюменской свиты ХМАО-Югры

Тюменская свита, которая обладает существенной долей запасов нефти на территории ХМАО-Югры, приурочена к юрским отложениям. Всего из объектов средней юры с начала разработки добыто 388,9 млн. т, из которых 22,1 млн. т – в 2015 г. Более 90% годовой и накопленной добычи обеспечено за счет 22 объектов [6].

Образование юрских отложений началось в условиях весьма расчлененного рельефа, осадки накапливались за счет разрушения близрасполо-женных выступов-местных источников сноса. Кратковременные морские трансгрессии приводили к образованию мелководных лагун, седиментация в которых так же предопределялась разрушением близ расположенных выступов. Каждая локальная депрессия рельефа развивалась на этом этапе как независимый осадочный малый бассейн. На этом этапе, когда на территории преобладал режим денудации и лишь в депрессионных участках происходила седиментация, сформировалась нижняя юра, пласты Ю 10-11.

На втором, среднеюрском, этапе развития за счет заполнения впадин осадками и размыва древних выступов происходит выравнивание палеорельефа, к концу этого этапа роль местных источников сноса снижается, в условиях континентального и переходного режима седиментации формируется тюменская свита (пласты Ю2-9) с многочисленными перерывами [5-9].

В конце средней юры континентальный режим сменяется нормально морским. Смена происходит достаточно быстро, наступающее море срезает накопившиеся пласты и вторично перерабатывая формирует пласт Ю 2 [3].

Коллекторы основной продуктивной части горизонта Ю2 представлены песчаниками, преимущественно мелкозернистыми, и алевролитами, реже их переходными разностями. Породы-коллекторы неоднородны по структуре, текстуре, количественно- му содержанию обломочного материала, глинистого и карбонатного цемента, типу цемента, интенсивности постседиментационных преобразований.

Коллекторские свойства определяются количеством глинистого и карбонатного цемента, а также интенсивностью окварцевания и пиритизации. При увеличении карбонатности до 10% значение пористости снижается с 22,4 до 13%, а проницаемости – со 100 до 1 х 10^-3 мкм². При глинистости более 25,0% и карбонатности более 10,0% пористость и проницаемость уменьшаются, появляются трещинки. Выше приведенные факторы также определяют неравномерность характера смачиваемости водой.

Поровые коллекторы представлены неяснослоистыми песчаниками и алевролитами, не имеющими трещин, а порово-трещинные коллекторы представлены преимущественно тонкослоистыми алевролитами и очень редко песчаниками, трещины располагаются кулисообразно параллельно или субпараллельно слоистости. Трещинки открытые, ширина их составляет сотые доли миллиметра. По происхождению трещинки тектонические, образовались они при разрушении обломочных пород путем отрыва.

Выявлено, что поровые коллектора содержат светло- и тёмно-коричневую нефть, а также бесцветную легкую нефть, приуроченную к уплотненным разностям – алевролитам, после раскалывания его быстро испаряется с поверхности скола [6].

Принимая во внимание различие составов нефти, низкую пористость и проницаемость алевролитов можем утверждать, что заполнение резервуара происходило при термобарических условиях отличных от современных. Это объясняет текущую величину нефтенасыщенности резервуара, так как определяемые характеристики капиллярных сил в текущих условиях не обеспечивают такого распределения нефти. Имеются примеры залежей средней юры на севере ХМАО-Югры, когда при пластовой температуре 120°С получают притоки газового конденсата с плотностью 0,787 г/см3 из коллекторов с газонасыщенностью 0,6 д.ед., проницаемостью 0,41,1 мД, и пористостью 11,8-13,9%. Причем выше по разрезу на данной территории в средней юре располагаются залежи легкой нефти с плотностью 0,848 г/см3 и высоким газосодержанием 138 нм3/м3.

Тектоническая активность также обуславливает наличие блокового строения резервуара. Размеры блоков образованных разрывами составляют, порядка 1,2-2 км. Дизъюнктивные нарушения, формирующиеся в результате тектонической активности, образуют вокруг себя зоны дробления породы, то есть сеть трещин, оперяющих основную «магистральную». Таким образом формируется двойная среда, представленная поровыми блоками, вмеща- ющими нефть, и сетью трещин, по которым происходит ее транспортировка.

На ряде эксплуатируемых месторождений Западной Сибири участки разрывов являются зонами с улучшенным добычным потенциалом.

Выше описанные особенности строения коллекторов средней юры, а именно сочетание порового коллектора с порово-трещинным, являются важным геологическим фактором, который необходимо учитывать при оценке добычного потенциала объекта разработки [6].

Современный арсенал апробированных технологий, таких как ГС с МГРП позволяет обеспечить получение высоких входных дебитов, которые существенно снижаются по мере истощения энергетического потенциала залежи. Таким образом, необходимо эффективное восполнение энергетического потенциала в условиях низкопроницаемых коллекторов и трещиноватости.

При использовании воды как агента воздействия проявляется ряд негативных последствий в виде прорыва воды при низком коэффициенте охвата и последующей ее бесполезной циркуляции. Это связано с проявлением в коллекторах ручейко-вой (струйной) фильтрации, когда вода в пласте движется по высокопроницаемым каналам, связывающим нагнетательную скважину с добывающими. Струйное течение, в первую очередь, формируется в пластах с мелкими и мельчайшими трещинами. Эти трещины осваиваются закачанной водой и, разрываясь по своим кончикам, соединяются друг с другом в сеть каналов, замыкающих между собой пористые блоки [4].

Описанные выше геолого-физические факторы оказывают существенное влияние на выбор технологических решений при разработке среднеюрских объектов, принципиальными среди которых являются адаптивность системы разработки, тип скважин, методы и агенты воздействия на пласт, методы контроля регулирования процесса разработки [1-4, 6, 7].