Моделирование нефтенасыщенности пластов, залегающих под нефтематеринскими породами (на примере верхнеюрских отложений Западной Сибири)

Многие нефтегазоносные бассейны мира характеризуются наличием залежей, сформировавшихся за счет вертикальной миграции углеводородов из нефтематеринских пород в расположенные ниже пласты, обладающие коллекторскими свойствами. Примером являются верхнеюрские отложения, широко распространенные на всех континентах. Крупные залежи известны на территориях Западно-Сибирского бассейна, Персидского и Мексиканского заливов, Северного моря. К нефтематеринским породам, являющимся источником нефти указанных залежей, относят верхнеюрские глинистые разности морского генезиса.

В практике геологического моделирования распределение параметра нефтенасыщенности в пластах, залегающих под нефтематеринскими породами, выполняется с использованием методик, разработанных для залежей, сформировавшихся за счет вертикальной миграции нефти вверх, несмотря на то, что механизмы заполнения резервуара при движении углеводородов вверх и вниз от нефтематеринской породы имеют принципиальные различия.

Отсутствие дифференцированного подхода к моделированию нефтенасыщенности в зависимости от истории формирования залежей оказывает негативное влияние на достоверность распределения флюидов в поровом пространстве коллектора, и, следовательно, на достоверность подсчета запасов нефти и прогноза показателей разработки.

Результаты испытаний и опробований продуктивных пластов, локализованных под нефтематеринскими породами, зачастую не соответствуют общепринятой капиллярно-гравитационной концепции нефтенакопления, а именно, из интервалов, находящихся на одинаковой высоте над уровнем зеркала чистой воды и характеризующихся идентичными фильтрационно-емкостными свойствами, получают продукцию различной степени обводненности. Согласно результатам интерпретации данных геофизических исследований скважин, коэффициент нефтенасыщенности в указанных интервалах варьирует в достаточно широком диапазоне. Следует отметить, что применение капиллярно-гравитационной теории при моделировании переходных зон пластов, расположенных над нефтематеринскими породами, демонстрирует высокую достоверность прогноза распределения флюидов в поровом пространстве коллектора. Следовательно, общепринятая концепция не учитывает различия истории формирования залежей и особенности механизмов вторичной миграции углеводородов при заполнении резервуаров, различно расположенных по отношению к продуктивной нефтематеринской породе.

Принимая во внимание, что в настоящее время к постоянно действующим геолого-технологическим моделям предъявляются высокие требования в аспекте их детальности и достоверности, разработка методики моделирования нефтенасыщенности пластов, локализованных под продуктивными нефтематеринскими породами, с учетом особенностей механизмов заполнения резервуара в зависимости от пространственного положения элементов нефтяной системы может стать важной составляющей процесса повышения качества моделей. <...>