Исследования подземных вод месторождения Одопту-море (Северный купол) проведены в 3-х поисково-разведочных скважинах (№№ 1, 3 и 9) рассматриваемой площади, в которых выполнялся неполный комплекс гидрогеологических исследований при вскрытии ряда водоносных объектов. Их опробование проводилось по методике для несамоизливающихся скважин без привлечения способов и операций, специфичных для гидрогеологических объектов. Исследования эти ускоряли опробовательский процесс, но в ущерб качеству и объему пластовых параметров. В процессе опытно-промышленной разработки данного месторождения (залежь XXI-х пластов) к настоящему времени получена одна относительно достоверная проба пластовой воды из эксплуатационной скважины № 224. Степень гидрогеологической изученности показана в приведённой ниже (см. табл.1).

Таблица 1

Степень гидрогеологической изученности

Геологический

индекс

Гидрогеологический комплекс

Количество объектов

Пласт

Гидродинамические

Гидрохимические показатели

Геотерм ические

водообильность

пластовая энергия

солевой состав

специфичкомпоненты

газовый состав

N13

XIII-XIV

II

1

1

1

1

-

1

N13

XX2

III

1

1

1

-

-

1

N13

XXI1+2

III

1

2

3

2

-

2

N13

XXV

III

2

3

3

2

1

1

Для объективной характеристики гидрогеологических и, в особенности, гидродинамических условий привлекались имеющиеся сведения о подземных водах южных площадей месторождения Одопту-море (Центральный и Южный купола), а также материалы наклонно-направленных скважин, пробуренных в разведочных целях с береговой косы под акваторию моря, и скважин южного участка месторождения Одопту-суша.

В связи с разработкой залежей нефти на изучаемом месторождении актуальным является прогноз режима дренирования его продуктивных пластов. Важность такого прогноза обусловлена приуроченностью месторождения к элизионной (отжимной) водонапорной системе Северо-Сахалинского субмаринного нефтегазоносного бассейна (НГБ), гидродинамические особенности которой во многом предопределяют эффективность отбора нефти в зависимости от принятой схемы поддержания пластового давления[5].

На рассматриваемом месторождении вскрытая и изученная в гидрогеологическом отношении часть разреза, охватывает три верхних водоносных комплекса (в НГБ их выделено пять), отличающихся по фильтрационным свойствам пород, строению резервуаров и гидродинамическому режиму.

Первый комплекс представлен мощной толщей (до 750-1000 м) плиоценовых песков с невыдержанными по площади слоями глин. Он охватывает верхненутовские образования. Эти отложения непродуктивны и потому не исследовались. По данным ГИС высокая минерализованность (до 35 г/л) подземных вод комплекса объясняется отсутствием выдержанного водоупора в условиях морского бассейна. Эта часть разреза является открытой гидродинамической системой, относится к зоне свободного водообмена и в дальнейшем не рассматривается.

Второй водоносный комплекс представлен переслаиванием песчаных и глинистых пластов верхненутовского (I-VIII) и нижненутовского (IX-XVIII) подгоризонтов нутовского горизонта (верхний миоцен N1). Он характеризуется значительной мощностью (до 1000 м), сокращающейся в восточном направлении, и примерно равным соотношением песчаных и глинистых разностей пород. Благодаря повсеместному распространению водоупоров, подземные воды комплекса имеют связь с поверхностью только в областях питания и разгрузки. Этот комплекс представляет собой полузамкнутую гидродинамическую систему и относится к зоне затрудненного водообмена. По мере удаления от областей питания концентрация солей в подземных водах II комплекса повышается от 3-10 г/л (субаэральная часть бассейна) до 20-27 г/л (субаквальная часть НГБ). Породы-коллекторы этого комплекса перспективны в нефтегазоносном отношении, но в пределах рассматриваемой части месторождения залежи УВ не встречены.

Третий водоносный комплекс является основной нефтегазосодержащей толщей Одоптинской антиклинальной зоны и сложен песчано-глинистыми отложениями нижней части (XIX1-XXVI пласты) нутовского горизонта и вскрытой части (XXVII пласт и ниже) окобыкайского горизонта (средний-верхний миоцен N2-1). Мощность комплекса на площади варьирует от 1300 до 800 м с уменьшением ее в восточном направлении. Одновременно с сокращением мощности происходит глинизация песчаных пластов по направлению на восток и северо-восток. В пределах месторождения общая глинистость достигает 70% в низах нутовского горизонта. Глинистые разделы комплекса представлены вязкими алевритистыми глинами преимущественно монтмориллонитового состава мощностью от 30-40 м в верхней и до 100 м и более в нижней части комплекса. Они являются хорошими экранами и способствуют гидравлической разобщенности песчаных пластов.

Этот комплекс характеризуется условиями весьма затрудненного водообмена и относится к закрытой гидродинамической системе. Он подлежит наибольшему изучению, так как его пласты-коллекторы включают все разнообразие элементов залегания резервуаров нефти и газа.

Большинство крупных месторождений УВ и перспективных на нефть объектов в нижненутовско - окобыкайском нефтегазоносном комплексе

(НГК) сосредоточены на конседигенно развивавшихся структурах Эхабинской и Одоптинской антиклинальных зон, имеющих высокое гипсометрическое положение относительно находящихся вблизи современных и древних прогибов. С ними связана основная разгрузки метеогенных и седиментогенных вод[2].

Общеизвестно, миграция флюидов - нефти, газа и элизионных вод - происходит из наиболее погруженных осевых зон прогибов (в частности, Восточно-Сахалинского) по восстанию пластов в области наименее жестких термодинамических условий в бортовых частях депрессий. Навстречу этому отжимаемому (напорному) течению флюидов с конца плиоцена и в плейстоцене (инфильтрационный этап развития Северо-Сахалинского НГБ) от региональной области питания метеорными водами (Гыргыланьинское, Оссой-Вальское поднятия) движутся инфильтрационные воды, образуя на стыке противоположно действующих гидродинамических режимов своеобразный барьер с низким энергетическим потенциалом (региональный пьезоминимум). В зоне контакта инфильтрационной и элизионной водонапорных систем формируется застойная обстановка, благоприятная, как известно, для аккумуляции УВ.

На структурах Одоптинской мегантиклинали в проницаемых пластах III комплекса получили развитие высоконапорные воды и так называемые СГПД (сверхгидростатические пластовые давления) с коэффициентом аномальности 1,02-1,10. Одним из основных условий их формирования является односторонняя замкнутость резервуара, его практическая изолированность от мест возможной разгрузки флюидов. Динамику фильтрации подземных вод в таких частях разреза обеспечивают отжимание флюидов из пластичных непроницаемых пород в проницаемые вследствие осадконакопления и геостатической нагрузки и образование перепада давлений (напоров) на разных участках напластования проницаемых слоев. Фильтрационные свойства пород II водоносного комплекса по материалам ГИС и анализу керна отличаются наилучшими показателями по сравнению с нижележащими толщами. Песчаные пласты достаточно выдержанные, а XIII-XIV и XVI пласты являются в районе реперными. По классификации Г.И.Теодоровича они относятся к хорошо проницаемым коллекторам (более 0,1 мкм2). В то же время опробование двух объектов в разрезе II комплекса в скважинах 1 и 9 не подтвердило столь высокие значения фильтрационно-ёмкостных свойств пород. Водообильность пород составляет порядка 20 м3/сут и более при различных депрессиях. Это расхождение объясняется некачественным выполнением работ по испытанию скважин.

Лучшей изученностью характеризуются породы III комплекса. По данным исследований скважин проницаемость не превышает 0,01 мкм2, а максимальная гидропроводность составила 3,2*10-11 м3/Па•с [6]. Фиксируемая водообильность пластов варьирует в пределах 5-24 м3/сут. при коэффициентах продуктивности 1,5-5,5 м3/сут/МПа. По данным ГИС и анализу керна коллекторы комплекса отнесены преимущественно к среднепроницаемым (0,01-0,1 мкм2).

В отложениях III комплекса с условиями весьма затрудненного водообмена на морском месторождении прослеживается дальнейшее снижение минерализации с распространением гидрохимической зоны слабосоленых вод до 14-20 г/л. В составе этих вод наблюдается снижение содержания хлоридов (до 7 г/л) и сульфатов и повышается содержание гидрокарбонатов (от 1 до 2-3 г/л). По отношению к вышележащей зоне соленых вод отмечается некоторая обедненность микрокомпонентами.

Вязкость пластовых вод закономерно уменьшается от 0,58 мПа*с в верхах II комплекса до 0,37 мПа*с в низах III комплекса. Плотность воды с глубиной снижается от 1,0014 до 1,0000 г/см3. Подземные воды относятся к слабощелочным (рН=7,1-7,8)(табл. 2).

Газонасыщенность пластовых вод месторождения высокая, Рг/Рв *1,0. Основным компонентом водорастворенных газов является метан (91-97%). Легкие метановые газы включают примесь азота и углекислого газа (см. табл. 3).

Таблица 3

Состав водорастворенного газа

горизонт

№ скв.

Интервал опробования, м

удельный вес, г/см3

Содержание, % объём

H2

He

Ar

СН4

0,04

He

СО2

СН4

N2

УТУ

УТУ

Ar%

Ar

XVI-XVII

7

1398-1411

0,5950

0,7

93,25

0,22

5,8

0,03

<0.01

нет

16,1

-

-

XIX2

13

1561-1574

0,5794

0,23

93,001

3,74

2,2

0,798

0,001

0,03

42,3

1,33

0,03

XXI2

12

1782-1786

0,6181

5,0

91,91

0,536

2,54

0,005

0,003

0,006

36,2

6,67

0,5

Использование подземных вод месторождения в промышленных целях или в бальнеологии нереально по причине некондиционности специфических компонентов в составе пластовых вод. Исключение составляет йод, но невысокая водообильность скважин предполагает нерентабельность его добычи. Перегретые в пластовых условиях подземные воды на месторождении не выявлены.

Прогноз режима дренирования залежей нефти и эффективности нефтеотдачи

Режимы работы залежей проявляются на фоне природных режимов водонапорных систем (горизонтов, пластов), к которым они приурочены, причем начальное давление залежей всегда определяется напором подземных вод.

Изучены два основных режима водоносных комплексов: инфильтрационный и элизионный. В геологическом времени водонапорные режимы могут сменять друг друга или характеризоваться смешанным режимом в зонах из контакта с залежами УВ. В Северо-Сахалинском НГБ месторождениям со смешанным водонапорным режимом залежей относятся следующие: Колендо, Северная Оха, Чайво-море.

В разрезе месторождения Одопту-суша доминирует элизионный режим фильтрации. Залежи месторождения Одопту-море (Северный купол) также подчинены единому природному режиму создания пластовой энергии - элизионному.

Элизионным водонапорным системам присущи два режима работы: упруго-водонапорный и замкнуто-упругий. Именно последний будет характеризовать начальные условия дренирования залежей нефти рассматриваемого месторождения, так как они залегают в невыдержанных, выклинивающихся пластах-коллекторах с начальными пластовыми давлениям, превышающими гидростатическое. Вертикальные градиенты давления воды на месторождении изменяются в пределах 1,02-1,10 МПа/100м, а напорные градиенты возрастают до 10 м/км, что, как известно, приводит к изменению геометрии залежей УВ.

Недостатком этого режима является небольшой упругий запас жидкости ограниченных по простиранию пластов. При интенсивных отборах нефти в резервуарах быстро снижается пластовое давление, а поступление отжимающейся из коллектора напорной воды происходит медленно. Поэтому крайне важной представляется организация своевременного заводнения залежи с целью поддержания начального пластового давления.

Положительным фактором замкнуто-упругого режима является постоянство и долговременность движущей силы элизионного гидродинамического напора, которое обеспечивается мощными глинистыми толщами восточного борта Одоптинской мегантиклинали. Благодаря этому источнику потенциальной энергии возможна длительная поддержка природной пьезопроводности коллектора. Преимуществом разработки залежей с ограниченным объемом резервуаров является также возможность быстрого восстановления пластового давления при грамотном заводнении.

Изложенные выше представления о динамике подземных вод рассматриваемого месторождения и разноплановые энергетические характеристики законтурной области на западе и востоке месторождения позволяют применить рациональную систему разработки залежей нефти и поддержания пластового давления (ППД).

На месторождении Одопту-море рекомендуется внедрять нетрадиционную схему отбора нефти и ППД.

1. Отбор нефти осуществлять в западной части залежи, где сосредоточены основные запасы нефти.

2. Применять внутриконтурное (присводовое) заводнение, позволяющие эффективно (без утечек за контур) использовать энергию нагнетательной воды на ППД.

Такая схема расстановки добычных и нагнетательных скважин обеспечит естественный приток нефти восточной (неразбуриваемой, удаленной от берега) части залежи в западном направлении.

Эффективность рекомендуемой схемы разработки заключается в снижении затрат на ППД (требуется меньше скважин и расход закачиваемой воды) и более рентабельной и долгосрочной производительности добычных скважин (продленная эксплуатационная «полка»)[5].