Моделирование процесса образования АВПоД (АВПД) основано на знаниях о процессах уплотнения горных пород, их начальных, конечных и нормальных свойствах пористости, плотности и давления. Моделирование было проведено с использованием программы «PetroMod» (Шлюмберже). Процесс уплотнения пород в случае нормального уплотнения описывается двумя взаимосвязанными параметрами. Были использованы показатели стандартных литологий, представленные в ПО «PetroMod», с параметрами ρмин = 3000 кг/м3 и ρфл = 1000 кг/м3.Моделирование нормального уплотнения, без образования избыточных давлений, было успешно проведено на примере Дагинского песчаника, по которому имеется большой объем данных по керну, где независимо определялись оба параметра уплотнения.

Различными методиками и прямыми скважинными замерами было доказано присутствие зон АВПоД (АВПД) в разрезе. Поэтому проводилась калибровка модели по давлениям, что представляет собой некоторую сложность, т.к. любое изменение в избыточном давлении сопровождается изменением в пористости и плотности породы.

В результате исследований выяснено, что выделенные нами зоны АВПоД на Присахалинском шельфе Северо-Сахалинской НГО относятся к сингенетическим АВПоД, для которых регионально прослеживается не связанная со структурными условиями аномальная пористость глинистых отложений в зонах АВПоД и, соответственно, аномально высокое поровое давление. Следует отметить, что АВПоД (АВПД) обычно встречаются в развитых вниз по региональному падению фациях, которые состоят из дельтовых осадков, отложенных поочередно в обстановках внутренней неритовой (солоновато-водные и прибрежно-морские осадки) и средней неритовой (мелководные морские осадки) зон, т.е. там, где обычно велика скорость осадконакопления. С этой позиции необходимо изучить АВПоД (АВПД)в дельтовых отложениях Палео-Амура на Присахалинском шельфе Охотского моря.

Результаты определения поровых давлений и зон АВПоД в глинистых отложениях разрезов скважин № 1 Киринское, № 2 Южно-Киринское и № 1 Мынгинское Киринского блока на Присахалинском шельфе показаны на рисунке 1.

На изученной территории продуктивные отложения приурочены к нутовскому и дагинскому горизонтам. Представляет значительный интерес определение геодинамических характеристик покрышек, контролирующих запасы углеводородов в разрезе вышеназванных горизонтов. При формировании любого осадочного бассейна происходит ряд химических, физических и геологических процессов, влияющих как на литологический состав осадочных отложений, развитие здесь коллекторских интервалов, покрышек, так и на качество природных флюидов [12].

При прогрессирующем захоронении и последующем уплотнении песков и илов происходит увеличение температур и поровых давлений в геологическом разрезе. Одним словом, процессы, которые формируют осадочный бассейн на протяжении геологического времени, определяют современное распределение пористости, проницаемости и геофлюидальных давлений внутри осадочных бассейнов и отдельных месторождений. Знание особенностей такого распределения вышеуказанных параметров во многом влияет также на успешность бурения и эксплуатацию месторождений.

Дагинский горизонт (N1-21dg), соответствующий верхней части нижнего миоцена и нижней части среднего миоцена, на Cахалинском шельфе, как правило, представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин [5]. Этот горизонт является продуктивным на многих месторождениях шельфа Северо-Сахалинской НГО. Мощность этого горизонта может достигать 1500—1900 м. Развитие дагинских отложений определялось наличием мощной дельтовой системы, сформированной крупными реками (Палео-Тумнин, Палео-Амур и Палео-Амгунь), стекавшими с возвышенностей Азиатского материка. Всоставе дагинского горизонта выделяются три подгоризонта, соответственно, нижне-, средне- и верхнедагинский подгоризонты. Для углеводородных залежей дагинского горизонта в качестве покрышки служит глинистые пачки окобыкайской свиты, залегающей непосредственно над отложениями рассматриваемого продуктивного горизонта.

Нутовский горизонт продуктивен на Пильтун-Астохском месторождении, где открыты залежи УВ в 15 пластах, на Астохском участке — в 5 пластах. Для них покрышками служат глинистые отложения верхненутовского горизонта.

Как известно, изолирующие свойства глинистых покрышек наилучшим образом характеризуют градиенты поровых давлений, которые в них распространены. Чем выше АВПоД в глинистых покрышках, тем надежнее сохраняется залежь углеводородов, которую контролируют эти покрышки [6]. Существуют три возможных варианта сочетания коллекторов с преимущественно глинистыми толщами: 1) над глинами; 2) в самой глинистой толще; 3) перекрытые глинами.

В последнем случае породы-покрышки реализуют себя в различного рода ловушках, прежде всего превышением порового давления над пластовым давлением в нижезалегающих продуктивных пластах-коллекторах, т.е. породы-покрышки выступают здесь как барьеры давления. Считается, что такие интервалы глинистых пород могут ограничивать вертикальную миграцию флюидов в песчано-алевритовых и карбонатных разрезах [3]. Рассмотренная картина в полной мере присуща строению дагинского нефтегазоносного комплекса на шельфе Северо-Восточного Сахалина, тогда как второй вариант соответствует строению нутовского нефтегазоносного комплекса.

Для оценки поровых давлений в глинистых покрышках нами была использована методика эквивалентных глубин [16], в том числе ее модификация [1], когда устанавливалось наличие размыва отложений. Всего на шельфе Сахалина нами было исследовано распределение поровых давлений в глинах в разрезах Пильтун-Астохского, Южно-Аяшского, Киринского, Южно-Киринского и Мынгинского поднятий. Результаты этих исследований показаны на профиле, приведенном на рисунке 2.

Как видно из рисунка 2, в разрезах всех скважин уверенно выделяется окобыкайская покрышка с градиентами поровых давлений до 0,18 МПа/м. По всей вероятности, она является региональной покрышкой и надежно сохраняет залежи углеводородов в дагинском горизонте месторождений Киринского блока. Верхненутовская покрышка, которая изолирует залежи углеводородов в нижненутовском горизонте Пильтун-Астохского месторождения, на изученной территории выглядит менее надежно, чем глинистая покрышка в окобыкайском горизонте. Градиенты поровых давлений здесь не превышают 0,15 МПа/м, она более протяженная и является неоднородной.

Таким образом, определяющим моментом фациального изменения неогеновых отложений от континентальных до глубоководных является заполнение глубоководного морского бассейна выносами продвигающейся на восток крупной дельты Палео-Амура. По мере проградационного заполнения бассейна мощным потоком осадков происходило последовательное смещение всех фациальных зон к востоку. Положение паралической и прибрежно-морской зон, где формировалась осадочная последовательность, наиболее благоприятно для формирования резервуаров, определяет и приуроченность основных ресурсов УВ.

Этим же вызвана отчетливая площадная зональность в стратиграфической приуроченности запасов нефти и газа и омоложение с юго-запада на северо-восток главного этажа нефтегазоносности. Для Пограничного, Дагинско-Астрахановского, Охинского, Одоптинского районов характерны, соответственно, следующие нефтегазоносные комплексы: даехуриинско-уйнинский, дагинский, окобыкайский и нутовский.

Отмеченные нефтегазоносные комплексы, за исключением даехуриинско-уйнинского, представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин преимущественно прибрежно-морского генезиса, в Дагинско-Астрахановском районе в составе НГК широко развиты паралические угленосные толщи. Очень характерен даехуриинско-уйнинский НГК. Его нижняя (даехуриинская) часть сложена глинисто-кремнистыми породами и силицитами.

Наиболее распространенной глинистой толщей является окобыкайская свита мощностью от 200 до 2000 м, служащая главным флюидоупором в Дагинском районе. Все месторождения этого района связаны с дагинскими песчаниками, залегающими под окобыкайской покрышкой. В северных районах бассейна роль флюидоупоров выполняют сравнительно выдержанные пачки глин в окобыкайской и нутовской свитах. В месторождениях залежи нефти и газа встречены под всеми глинистыми флюидоупорами мощностью более 40 м, а наиболее крупные из них экранируются покрышками мощностью более 80 м. Под глинистыми разделами менее 5 м сохраняются лишь единичные мелкие залежи.

В Дагинском районе главный интервал нефтегазонакопления определяется положением кровли окобыкайского горизонта (наиболее глубокая залежь — 4850 м), в северных районах — глубиной залегания отложений с наилучшим сочетанием свойств коллекторов и покрышек. Здесь 70% запасов сосредоточено на глубине до 2 км. Для Дагинского района характерен пластово-массивный, для остальных районов — пластовый резервуар.

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники дагинского, окобыкайского и нутовского горизонтов. Значения их открытой пористости в 20—30% и проницаемости более 100 мД сохраняются до глубин погружения 2—3 км (градация катагенеза ПК3—МК1).

Основными нефтегенерирующими толщами в Северо-Сахалинской НГО являются сравнительно глубоководные, выдержанные по площади кремнисто-глинистые и глинистые толщи даехуриинского и уйнинского горизонтов и миоценовые отложения, резко фациально изменяющиеся от континентальных угленосных образований на западе до сравнительно глубоководных глин на востоке.

В шельфовых зонах всех нефтегазоносных областей Сахалина основная нефтегазоносность связывается с терригенными поровыми коллекторами среднего-верхнего миоцена-плиоцена и трещинно-поровыми коллекторами олигоцен-нижнемиоценовых силицитов.

На шельфе Сахалина открыто 8 месторождений: Одоптинское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Чайвинское, Лунское, Киринское, Венинское и Изыльметьевское. Все они, кроме мелкого Изыльметьевского месторождения, располагаются в Северо-Сахалинской НГО.

Практически все месторождения шельфа Северо-Сахалинской НГО, кроме Венинского, по величине запасов относятся к категории крупных. Все они приурочены к структурным ловушкам, представляющим собой как крупные многокупольные мегантиклинали, так и одиночные брахиантиклинали. С трехкупольными мегантиклиналями связаны Одоптинское, Пильтун-Астохское и Аркутун-Дагинское месторождения, объединенные в Одоптинскую зону нефтегазонакопления. К брахиантиклиналям приурочены остальные месторождения.

В северной части шельфа Северо-Восточного Сахалина (месторождения Одоптинское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское и Чайвинское) все залежи УВ сосредоточены в отложениях нижненутовского подгоризонта (верхний миоцен) на глубинах от1100 до 2900 м. Месторождения — многопластовые (10—15 пластов). Резкие фациальные замещения пород в восточном направлении при переходе нутовских прибрежно-морских образований в сравнительно глубоководные отложения часто определяют восточные ограничения многих залежей. Литологический контроль залежей связан с резкой глинизацией и выклиниванием продуктивных пластов к востоку. Это затрудняет прогноз объема коллекторов и заставляет уменьшать ресурсы УВ нижненутовского комплекса в зонах возможного нефтегазонакопления, расположенных восточнее открытых месторождений.

В более южной части шельфа Северо-Восточного Сахалина (месторождения Лунское, Киринское и Венинское) залежи УВ связаны с нижне-среднемиоценовым дагинским комплексом. Если в северном районе многопластовые месторождения состоят из самостоятельных пластовых залежей, то для южного района характерна уравновешенная автономная система с пластовыми массивными водоплавающими залежами с едиными водонефтяными контактами. Здесь залежи перекрыты мощной субрегиональной глинистой окобыкайской покрышкой, что отражается и на фазовом составе УВ. Если на севере содержание свободного газа в залежах варьирует от 20 до 50%, то на юге в залежах дагинской свиты оно составляет ~ 70%.

Моделирование процесса образования АВПоД (АВПД) основано на знаниях о процессах уплотнения горных пород, их начальных, конечных и нормальных свойств пористости, плотности и давления. Таким образом, процесс уплотнения пород в случае нормального уплотнения описывается двумя взаимосвязанными параметрами (рис. 3). На рисунке показаны стандартные литологии, представленные в ПО «PetroMod» с параметрами ρмин = 3000 кг/м3 и ρфл = 1000 кг/м3.

Различными методиками и прямыми скважинными замерами было доказано присутствие зон АВПоД (АВПД) в разрезе. Поэтому существует необходимость калибровать модели по давлениям, что представляет собой некоторую сложность, т.к. любое изменение в избыточном давлении сопровождается изменением в пористости и плотности породы. Кроме того, на распределение давлений оказывают влияние обширно развитые тектонические нарушения, которые, скорее всего, служили каналами разгрузки избыточных давлений в глубокопогруженных отложениях.

Появление избыточных давлений в разрезах Северо-Сахалинского бассейна обусловлено процессами недоуплотнения глин, а неотектоническое влияние на распределение давлений пренебрежимо мало (по крайней мере, в заключительный, неогеновый этап формирования бассейна). Как было показано выше, самым показательным интервалом АВПоД является Окобыкайская толща по нескольким причинам.

Очевидно, что усреднение окобыкайской толщи до стандартной глины не даст ожидаемых результатов по формированию избыточных давлений. Поэтому нами были использованы результаты геофизических исследований скважин Киринского лицензионного участка, а именно кривые RHOZ (объемная плотность по ГГК-п), SPHI (Акустическая пористость), DTCO (Интервальное время пробега продольной волны). Осредняющие кривые RHOZ для Окобыкайской толщи по разным скважинам были нанесены на один график, где выделялись линии минимальных и максимальных значений, а также среднее значение плотности на конкретной глубине (рис. 4).

На фоне общего тренда увеличения плотности с глубиной можно выделить несколько особенностей.

Результат обработки пористости менее выразителен, однако сохраняет все признаки недоуплотнения пород с образованием АВПоД в окобыкайской толще (рис. 5). Особенно выделяется всплеск максимальных пористостей в интервале глубин 2400—2600 м.

Все эти особенности вместе с тем фактом, что окобыкайскую толщу перекрывают и подстилают коллекторы нутовского и дагинского горизонтов соответственно, приводят нас к выводу о том, что прилегающие к коллекторам части окобыкайского горизонта уплотнились до своего нормального состояния, т.к. в процессе уплотнения избыточная вода смогла уйти в зону разгрузки. В то же самое время центральные части окобыкайского горизонта не могли своевременно уплотниться до нормального состояния за счет недостаточности оттока избыточной воды. Чтобы получить линию нормального уплотнения глин по плотности, мы интерполировали плотности в средней части окобыкайской толщи, соединив линией плотности нормально уплотненных глин в верхней и нижней частях окобыкайской толщи. Все отклонения от этой линии считались зонами аномальных давлений. Именно эта линия нормального уплотнения бралась нами за основу при создании моделей уплотнения окобыкайской толщи (рис. 6).

Далее, принимая выбранный закон уплотнения породы за истину, нами была выполнена калибровка поровых давлений. Как известно, возникновение и масштаб избыточных давлений напрямую связаныне только с процессом уплотнения породы, но и с ее ФЕС [14], а именно со взаимосвязью «пористость—проницаемость» (рис. 7). Благодаря проделанной работе и полученным результатам нам удалось смоделировать зону АВПоД в окобыкайской толще (рис. 8).

Усреднение сопоставленный плотностей и пористости по нескольким скважинам имеет смысл, если необходимо создать единую модель уплотнения, описывающую процесс сокращения пористости и увеличения плотности для целого горизонта мощностью до 600 м и простирающегося на тысячи квадратных километров. Однако применять такое усреднение для точной скважиной калибровки неверно, т.к. различия в глубине залегания, фациальных условий и прочее неизбежно потеряются в столь грубом усреднении, а использовать неизмененные кривые RHOZ и SPHP (вертикальное разрешение до 25см) для калибровки нет ни необходимости (вертикальное разрешение модели 50 м), ни возможности. Поэтому для целей точной скважинной калибровки 3D-моделей кривые ГИС усреднялись по каждой скважине отдельно, аналогично сопоставленным кривым.

Кроме того, непосредственное влияние на процесс формирования зон АВПоД (АВПД) оказывают наличие или отсутствие зон разгрузки, по которым избыточное давление покидает пласт. Такими зонами разгрузки, очевидно, являются разломные нарушения, широко представленные на площади исследования. Однако на данном этапе изучения невозможно сделать однозначный вывод как о проводимости тех или иных разломных нарушений, так и о времени их активации. Поэтому для первичного расчета поровых давлений нами задавалась искусственная зона разгрузки в Дагинском коллекторе (рис. 8).

В результате проведенных расчетов удалось повторить основные характеристики зоны АВПоД в Окобыкайской толще. Так, максимальный градиент давления составил ~ 1,3 МПа/м, в то время как методикой эквивалентных глубин здесь прогнозируются величины до 1,8 МПа/м. Мы объясняем такую разницу неправильностью выбора зоны разгрузки избыточных давлений. Так, миграция избытков воды через разломы представляется не только более правдоподобной, но и более медленной по сравнению с миграцией избытков воды через дагинский пласт за пределы моделирования. Именно замедление оттока воды через разломы может дать недостающие 0,5 МПа/м градиента давления в Окобыкайскую толщу.

На данный момент полученные результаты нельзя считать окончательными и откалиброванными. Необходимо определиться с проводимостью и временами активации разломов и заново откалибровать модель по пористости, проницаемости и давлениям.

Изучение характеристики изолирующих свойств покрышек нефтегазоносных комплексов по оценкам аномально высоких поровых давлений в глинах в разрезах скважин лицензионного блока САХАЛИН-3 показало, что необходимыми качествами для сохранения залежей УВ здесь обладают окобыкайские глины (дагинско-окобыкайский нефтегазоносный комплекс). На участке «Сахалин-3» значительный интерес в этом отношении представляют Айяшский и Западно-Айяшский объекты. Они расположены на глубинах воды 45—50 м.

Анализ генезиса зон АВПоД на рассматриваемом шельфе показал, что их образование связано с элизионным механизмом образования АВПоД, что позволило для оценки поровых давлений глин использовать методику эквивалентных глубин.

В разрезах всех изученных скважин уверенно выделяется окобыкайская покрышка с градиентами поровых давлений до 0,18 МПа/м. По всей вероятности, она является региональной покрышкой и надежно сохраняет залежи углеводородов в дагинском горизонте месторождений Киринского блока.

Верхненутовская покрышка, которая изолирует залежи углеводородов в нижненутовском горизонте Пильтун-Астохского месторождения, на изученной территории выглядит менее надежно, чем глинистая покрышка в окобыкайском горизонте. Градиенты поровых давлений здесь не превышают 0,15 МПа/м, она более протяженная и является неоднородной.