К построению флюидо-динамической модели Новопортовского нефтегазоконденсатного место- рождения Ямала (по результатам ДФМ-интерпретации сейсмических данных)

Объект исследований. Идея прогноза параметров флюидодинамического состояния основана на представлениях, связывающих процессы седиментации, тектоногенеза и флюидных течений в активную флюидодинамическую модель системы “осадочный чехол–фундамент”. В таких моделях основные флюидодинамические параметры нефтегазоносных коллекторов – проницаемость и вектор течения флюида – функционально связаны с компонентами современного напряженного состояния породного массива с дискретной (блоковой) структурой и могут быть рассчитаны технологией ДФМ-интерпретации.

Материалы и методы. Впервые исследовались данные по Новопортовскому нефтегазоконденсатному месторождению Ямала, где палеозойский фундамент, вскрытый на глубине 2700–3200 м, представлен преимущественно метаморфическими сланцами и мраморизованными известняками и перекрыт осадками платформенного чехла начиная с раннеюрского возраста. Прогноз параметров современных геодинамических процессов построен на тектонофизическом анализе всей совокупности геолого-геофизических данных. ДФМ-технология трактует упругие модули реальных сред как функцию не только вещественного состава, но и дискретности горных пород, давления и трения (фазового состава флюида).

Результаты. Основные оси неотектонической активности плитного комплекса разбивают изучаемую территорию на вполне закономерную блоковую систему, которая отображает правосторонний сдвиг фундаментных блоков, что, в свою очередь, предопределяет сдвиг блоков в плитном комплексе с разворотом оси сдвига на 30°. Наиболее значимые по притокам нефти и газа скважины определенным образом связаны с данной схемой блоковой активности: практически все высокодебитные скважины пробурены в активных осевых зонах.

Выводы. Найденная схема блоковой активности удовлетворяет общим принципам геодинамики, соответствует региональной геодинамической ситуации и находит независимое подтверждение в тектонофизическом анализе комплекса различных геолого-геофизических данных. Модель оценок аномальных давлений по основным продуктивным интервалам явным образом соответствует распределению продуктивности скважин по нефти и газу и, таким образом, может быть принята за основу при проектировании схем разработки месторождения с учетом всего остального комплекса структурных и литологических параметров. Контактные зоны активных блоков представляют особый интерес для размещения высокодебитных скважин и для учета этих высокопроницаемых зон в схемах разработки залежей газа. Структура месторождения во многом определяется достаточно молодыми подвижками блоков фундамента, деформирующими и отложения платформенного чехла. 

1. Бондарев В.И., Крылатков С.М. (2010) Сейсморазведка. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 685 с.

2. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Перегоедов Л.Г., Смирнов Л.В. (2000) Природа карбонатных отложений девона на правобережье реки Щучья и Новопортовского месторождения п-ова Ямал. Стратиграфия и палеонтология Сибири. Новосибирск, 100-104.

3. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Лукомская К.Г. (2010) Складчатый фундамент полуострова Ямал. Горные ведомости, 8(75), 6-35.

4. Горева А.В. (2010) Один из механизмов формирования геофлюидодинамической неоднородности на севере Западной Сибири (на примере Новопортовского месторождения). Современная гидрогеология нефти и газа (фундаментальные и прикладные вопросы). Материалы Всероссийской научной конференции, посвященной 85-летию А.А. Карцева. М.: ИПНГ РАН, 256-262.

5. Иванов К.С., Панов В.Ф., Писецкий В.Б., Остров Н.П., Манушко Е.А. (2013) Глубинная нефть и разломы: геологическое применение некоторых геофизических технологий. Глубинная нефть, 1(10), 1545-1555.

6. Иванов К.С., Писецкий В.Б., Ерохин Ю.В., Хиллер В.В., Погромская О.Э. (2016) Геологическое строение и флюидодинамика фундамента Западной Сибири (на востоке ХМАО). Екатеринбург: ИГГ УрО РАН, 242 с.

7. Исаев Г.Д. (2010) Геология и тектоника палеозоя Западно-Сибирской плиты. Литосфера, (4), 52-68.

8. Лобковский Л.И. (1988) Схема двухмасштабной двухъярусной тектоники плит и внутриплитные деформации земной коры. Докл. АН, 302(1), 62-66.

9. Лобковский Л.И., Никишин А.М., Хаин В.Е. (2004) Cовременные проблемы геотектоники и геодинамики. М.: Ин-т океанологии и ГИН РАН, МГУ, 610 с.

10. Писецкий В.Б. (1998) Патент США № 5,796,678 август 1998 г. (Method for Determining the Presence of Fluids in a Subterranean Formation).

11. Писецкий В.Б. (2005а) Прогноз флюидодинамических параметров нефтегазоносных бассейнов по сейсмическим данным. Дисс. докт. геол.-мин. наук. Екатеринбург, 278 c.

12. Писецкий В.Б. (2005б) Механизм разрушения осадочных отложений и эффекты трения в дискретных средах. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, (1), 48-65.

13. Писецкий В.Б., Кормильцев В.В., Ратушняк А.Н. (2002) Патент США № 6,498,989 декабрь 2002 г. (Method for predicting dynamic parameters of fluids in a subterranean reservoir).

14. Писецкий В.Б., Крылатков С.М. (2005) О коэффициенте Пуассона нефтяных коллекторов с дискретной структурой. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, (1), 115-121.

15. Скоробогатов В.А., Строганов А.В., Копеев В.Д. (2003) Геологическое строение и газонефтеносность Ямала. М.: Недра-Бизнесцентр, 353 с.

16. Соколов Б.А., Абля Э.А. (1999) Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: ГЕОС, 76 с.