Одним из резервов для дальнейшего развития нефтяной промышленности в Западной Сибири является Русское месторождение, расположенное в северной части Пур-Тазовской НГО. Залежь УВ приурочена к терригенным породам верхней части сеноманских отложений, залегающих здесь на глубине около 925 м. Месторождение уникально по сочетанию факторов, создающих большие трудности для его освоения и дальнейшей разработки. Оно находится на большом расстоянии от крупных промышленных центров и освоенных нефтепромысловых площадей. Его расположение в зоне развития слоя многолетнемерзлых пород с толщиной 250– 400 м создает серьезную экологическую проблему предотвращения разуплотнения этого слоя при разработке.

Месторождение обладает довольно сложным тектоническим строением (рис. 1). Оно приурочено к осложняющему Часольский мегавал антиклинальному поднятию субмеридионального простирания с соотношением длин осей 2,3:1 и более крутым западным крылом. Поднятие осложнено системой разрывных нарушений. Основное из них типа сброса амплитудой 200 м проходит вдоль длинной оси структуры через свод поднятия по сеноманским отложениям и делит его на широкую восточную и узкую западную части с соотношением их ширины 6:1. Этому основному разлому соответствуют “оперяющие” нарушения в западной части структуры, разделяющие ее на четыре части, и одно на юго-восточной. Наличие названных нарушений было установлено ранее. Нами предполагается наличие еще двух разрывных нарушений субширотного простирания в восточной части месторождения с амплитудами около 15 м и одного грабенообразного на севере – до 130 м. Все разрывные нарушения – непроводящие для нефти и поэтому должны учитываться при размещении эксплуатационных скважин. Для улучшения контроля за разработкой ее показатели при проектировании целесообразно прогнозировать раздельно по блокам.

Особенностью Русского месторождения, установленной в результате детальной корреляции, является наличие в пределах продуктивной части сеноманских отложений двух структурных этажей. Их возникновение связано с размывом пород под верхней пачкой сеномана, вследствие чего в группе центральных скважин общая толщина продуктивной части разреза сокращена более чем на 30 м (рис. 2, рис.3).

Продуктивный горизонт сеномана расчленен и имеет общую толщину около 200 м. В разрезах скважин насчитывается до 35 пластов и прослоев песчаников и алевролитов, разделенных глинами. Породы-коллекторы составляют около 30 % продуктивного разреза. В прошлые годы исследователи полагали, что проследить по площади один и тот же глинистый пласт удается лишь в редких случаях, а разрезы соседних скважин трудно сопоставить вследствие литологической изменчивости пород. Выявление при детальной корреляции указанного выше несогласия и приуроченность продуктивного разреза сеномана к двум структурным этажам позволило по-новому подойти к строению последнего и уверенно проследить распространение одноименных пластов-коллекторов и непроницаемых пачек и прослоев (см. рис. 3). Весьма важно для разработки выделение в разрезе четырех глинистых разделов, расчленяющих продуктивный разрез на пять пачек, изолированных друг от друга. Четыре из них (V, IV, III, II) относятся к погребенной структуре, одна (I) – к верхнему структурному плану. Каждая пачка содержит по несколько пластов-коллекторов, перемежающихся с глинистыми прослоями. Местами наблюдаются слияние соседних проницаемых прослоев или фациальное замещение их плотными породами. В продуктивной части разреза средний коэффициент расчлененности пачек изменяется в диапазоне 2,3–3,6. Основная часть продуктивных объемов пачек, а следовательно и запасов в них сосредоточена в трех наиболее крупных блоках (А, Б, В), расположенных в восточной части структуры. Глинистые разделы, кроме верхнего (между пачками I и II), выдержаны повсеместно. Верхний – полностью размыт в районе скв. 23, 33, 34, 3, 26, 35 (см. рис. 1).

Месторождение характеризуется довольно сложными условиями залегания нефти. Интерпретация данных ГИС и опробования скважин на базе выполненной детальной корреляции пластов позволила установить положение ВНК и ГНК в разных пачках и в пределах различных блоков. Обращает на себя внимание явно выраженный наклон ВНК с юга на север и различное их положение в основных блоках (А, Б, В – см рис 2) в пачке I -826- -858,II – –845 - –873, III – –854 - –871, IV – –858 - –870. Нижняя пачка V, продуктивная лишь в центральной части поднятия, содержит небольшое скопление газа. В связи с размывом верхнего раздела внутри нефтяной части залежи в северном (А) блоке ГКН в I и II пачках единый, в то время как в других блоках в этих же пачках он имеет разные отметки.

Наличие плотных разделов и неодинаковое положение ВНК в пачках в пределах смежных блоков указывает на приуроченность к каждой пачке (кроме V), самостоятельной газонефтяной залежи, в которой нефть залегает в виде незамкнутого кольца Имеющиеся различия в положении ВНК в соседних блоках одной пачки свидетельствуют о гидродинамической разобщенности блоков по нефти

Нефтяные части залежей характеризуются наличием широких газо- и водонефтяных зон. Ширина чисто нефтяных зон незначительна, они занимают 10–15 % площади нефтеносности каждой залежи.

Размеры нефтегазовых залежей по разрезу уменьшаются в направлении сверху вниз. В результате на подавляющей части площади месторождения нефтяные части залежей не совпадают в плане.

Условия залегания нефти весьма сложны для ее извлечения из недр. Указанные особенности геологического строения месторождения необходимо учитывать при обосновании системы разработки. Так, целесообразно выделить каждую пачку в самостоятельный объект разработки. Ввиду несовпадения площадей распространения нефтяных оторочек это не приведет к существенному увеличению общего числа скважин (по сравнению с вариантом упрощенного представления о месторождении). Вместе с тем пообъектное проектирование разработки позволит более обоснованно подойти к определению границ разбуривания, системы расположения скважин, интервалов перфорации, режимов эксплуатации скважин и др. При выделении пачек в виде самостоятельных объектов будут обеспечены условия для правильного понимания процессов перемещения нефти и вытесняющих агентов в пластах. Это позволит осуществлять контроль и регулирование с целью совершенствования процесса разработки. Осложняющим разработку фактором является также слабая сцементированность пород-коллекторов. Этот фактор повлечет за собой необходимость оборудования скважин специальными фильтрами для предотвращения выноса песка и может вызвать необходимость ограничения дебитов скважин, т. е. недоиспользования их потенциальных добывных возможностей.

Породы-коллекторы сеномана на Русском месторождении обладают высокой проницаемостью, в среднем 0,8 мкм². Однако продуктивность скважин в среднем по пачкам составляет около 25 м³/сут·МПа. Небольшая продуктивность обусловлена свойствами пластовой нефти (высокая вязкость – 226 мПа·с, низкое газосодержание– около 12 м³/м³).

Таким образом, геологические и гидрогеологические факторы создают условия для развития эффективного смешанного газоводонапорного режима. Однако вследствие высокой вязкости пластовой нефти этот природный режим в условиях Русского месторождения является не только малоэффективным, но и осложняющим разработку. При его использовании залежь за короткий период будет пронизана водой и газом, перемещающимися по наиболее проницаемым пропласткам без создания фронтов вытеснения. Коэффициент нефтеизвлечения на природном режиме не превысит 0,08–0,1 (Ю.П. Желтов, 1987 г). Последующая разработка залежей с применением методом воздействия на пласт будет намного усложнена предшествующим внедрением воды и газа в пласты, поэтому с самого начала ее целесообразно вести с воздействием на пласт, обеспечивая вытеснение нефти из пластов и локализуя действие природных видов энергии. При высокой вязкости нефти наиболее эффективно могут быть применены тепловые методы. Учитывая, однако, опасность разутепления верхней многолетнемерзлой зоны разреза, предпочтение следует отдать методам, обеспечивающим генерацию тепла непосредственно в продуктивных пластах.

Рис. 1. Структурная карта по кровле продуктивной пачки I Русского месторождения:

1 – в числителе номер скважины, в знаменателе – абсолютная отметка кровли, м; 2 – изогипсы, м; 3 – тектонические нарушения: а – доказанные, б – предполагаемые; контуры: 4 – газоносности, 5 – нефтеносности; 6 – линия профиля; 7 – зоны размыва глинистого раздела между пачками I и II

Рис. 2 Геологический профиль по линии II-II Русского месторождения

1 – положение размыва 2–непроницаемые разделы между пачками 3 – результаты опробования Г – газ Н – нефть В – вода 4 – тектонические нарушения породы 5 – коллектор 6 – неколлектор.

1 – КС, 2– ПС