Сложные нетрадиционные резервуары

Нетрадиционные резервуары (HP) нефти и газа это изолированные эффективные ёмкости, размещение которых независимо от современной пликативной структуры [68].

В качестве примера приводится одна из самых крупных газоконденсатных залежей в Западной Сибири в берриасской линзе Ачз-4 (более 700 млрд.м³ газа и 200 млн.т конденсата) к востоку от Уренгойского месторождения, которая расположена в нижней, самой крутой части протяженного склона. Залежь контролируется не только песчаным телом, которое занимает в несколько раз большую площадь, а так же эффективным резервуаром внутри нее. Этот и другие недалеко расположенные резервуары сохраняются потому, что служат путями импульсных перетоков УВ из нижнего нефтегазоносного комплекса в верхний через региональный флюидоупор, что хорошо видно по распределению пластовых давлений. В сводовой части Уренгойского месторождения, где перетоков нет, коэффициенты аномальности пластового давления достигают 1,9 и более, а в зоне разгрузки падают до 1,6-1,7, что и позволяет ее трассировать. Особенно интенсивными эти перетоки стали на поздних этапах развития, когда начал бурно расти Нижнепурский мегавал, и именно благодаря мощной однонаправленной разгрузке сформировалась уникальная сеноманская газовая залежь [68].

Со спецификой образования связан состав залежей в нетрадиционном берриасском резервуаре - из исходного газоконденсата газ легче проходит через флюидоупор, и в аккумулируемом флюиде постепенно растет конденсатный фактор (до 600 см3/м³), а затем нередко обособляются и нефтяные оторочки.

Важно еще подчеркнуть, что в Западной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинциях, в Предкавказье основная масса нетрадиционных резервуаров находится на глубинах 3-4 км, слабо освещенных бурением даже в старых нефтегазодобывающих районах. Относительно лучшая изученность нетрадиционных резервуаров в Лено-Тунгусской провинции объясняется тем, что во-первых, других резервуаров в ней просто нет, а во-вторых, их глубины значительно меньше из-за интенсивных поздних воздыманий, достигающих даже в богатейших районах Непско-Ботуобинской антеклизы 1-1,5 км.

Энергетические процессы в резервуарах и их морфология, параметры вмещающих залежи коллекторов, примеры объектов, а также выраженные в процентах доли прогнозных ресурсов в разнотипных резервуарах и для каждого типа - степень их разведанности, нигде не превышающая 15%.

Резервуары консервации (55% всех прогнозных ресурсов). Отнюдь не самый изученный, но, пожалуй, самый наглядный пример - Бованенковское месторождение на Ямале. В сено- манском веке здесь существовали три палеоподнятия, расположенные в форме треугольника, на тот период времени бывшие наиболее крупными месторождениями с залежами в юрских песчаниках. Затем в центре тре­угольника стала расти гигантская антиклиналь, распрямившая практически все три бывшие антиклинальные складки. Новая антиклиналь собрала газ в альб-сеноманский рыхлый резервуар (4,5 трлн.м³), но почти пуста в юре. Залежи же в юрских отложениях выявлены на пологой Северо-Бованенковской антиклинали — остатке от более высокоамплитудной палеоструктуры [68].

Ямал взят в качестве примера еще и потому, что он является одним из самых ярких случаев такой "инверсии нефтегазоносности" — те антиклинали, которые собирали нефть и газ в середине и конце мела, потом были частично или полностью расформированы, а новые (включающие залежи в сеномане) являются, в основ­ном, новообразованными. Контроль палеоподнятиями представляет лишь один из нескольких видов кон­троля, которые нужно учитывать при расстановке поисковых скважин.

В резервуарах разгрузки содержится 12% прогнозных ресурсов.

Резервуары выщелачивания (30% прогнозных ресурсов), выделен в карбонатных толщах; процесс выщелачивания играет важнейшую роль в увеличении пористости и проницаемости в антиклинальных объектах, прежде всего, приуроченных к органогенным постройкам. Материалы по Западной Сибири, свидетельствуют о широком развитии резервуаров выщелачивания и в полимиктовых песчаных породах, которые тоже пока в большинстве случаев выявляются в антиклинально-литологических ловушках, но в перспективе станут главен­ствующими в некоторых нетрадиционных объектах. Главные черты резервуаров выщелачивания - подавляю­щее распространение порово-трещинных коллекторов и сильно вытянутая (приразломная) форма [68].

Резервуары нефтегазогенерации (3% ресурсов), пока хорошо изучены только в западной части Западной Сибири, где до современности продолжается (причем с нарастанием) образо­вание автохтонных залежей в баженовских черных сланцах. Резервуары этого типа выделяются не только в самих черных сланцах, но и в смежных песчаниках, поскольку само наличие в них гигантских залежей (например, Талинское месторождение в Красноленинском районе) определяется грандиозными масштабами генерации и эмиграции углеводородов из черных сланцев. Резервуары как в сланцах, так и смежных песчаниках (выше, ниже и внутри регионального флюидоупора) представляют единую гидродина­мическую систему (в геологическом смысле), и таким же единым механизмом должна стать интерпретация сейсморазведки [68].

Чрезвычайно важны распределение температур и пластовых давлений и особенности строения регио­нального флюидоупора, то есть то, что обуславливает главные пути миграции УВ. Преобладают трещинно-поровые коллекторы, которые характеризуются столь же сложным пятнистым распределением, как, например, вместилища редкометальных или золотых руд в некоторых штокверковых месторождениях. Анало­гия обоюдная - она обогащает как нефтяную, так и рудную геологию, особенно теорию месторождений в черносланцевых формациях.

Важнейшее значение для освоения залежей в нетрадиционных резервуарах имеет рациональный ком­плекс интенсификации притоков. Ведущее место, благодаря преобладанию трещинных коллекторов, занимает, разумеется, гидроразрыв. За ним следует тепловое воздействие на пласт, которое, в числе прочего, приводит к образованию агрессивных кислот, нередко способствующему перераспределению минеральных цементов и повышению проницаемости. Собственно кислотные обработки дают более сложные результаты, и, например, во многих полимиктовых песчаниках приводят не к повышению, а, напротив, снижению проницаемости.

Нефтегеологическая практика все чаще сталкивается с низкопроницаемыми коллекторами (НК), а, соответственно, с разработкой методов их изучения и технологий повышения их нефтегазоотдачи.

Сравнивать прогнозные ресурсы в нетрадиционных резервуарах с принятыми для России трудно, потому что они рассчитывались по принципиально различным методикам: HP - по продуктивным объемам эффектив­ных коллекторов, а принятые ресурсы - по комплексу тектонических, литологических, геохимических и других критериев. Тем не менее, формально HP от принятых в 1993 г. ресурсов составляют: для УВ в целом почти 50%, отдельно для нефти - более трети, газа - половина, конденсата — почти весь [68].