В условиях высокой выработанности ресурсной базы поиск новых залежей становится экономически затратным, поэтому особую актуальность приобретает применение современных методов геологического моделирования и комплексного анализа уже известных объектов. Истощение углеводородных ресурсов крупных нефтегазоносных регионов создает все большую значимость эффективного освоения остаточных запасов на зрелых месторождениях.
Обнаружение зон локализации остаточных запасов становится ключевым фактором для увеличения добычи нефти месторождений поздней стадии разработки без значительных капитальных вложений в геологоразведочные работы и открытие новых залежей. Это требует от геологов и инженеров-нефтяников готовности к условиям высокой выработки запасов и применению комплексного подхода к выявлению зон локализации остаточных запасов с привлечением смежных дисциплин.
Одним из основных аспектов успешного поиска остаточных запасов является понимание геологических процессов, формирующих зоны накопления углеводородов (осадконакопление, диагенез, генерация и миграция углеводородов). Необходимо принимать во внимание все предшествующие этапы осадконакопления для полноценного представления геологического строения конкретного пласта. Каждый из этих процессов играет важную роль в формировании и изменении физических и химических свойств осадочных пород, ее пористости и проницаемости, что, в свою очередь, влияет на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) породы-коллектора. Учет этих факторов позволяет более точно оценить потенциал пласта для накопления углеводородов и предсказать его поведение в процессе разработки [1].
Таким образом, исследование первичных геологических процессов является основополагающим для разведки новых местонахождений нефти. В этом контексте одним из основных структурных факторов, влияющих на распространение залежей на территории большей части Республики Башкортостан, являются органогенные постройки фамено-франского времени, высокая гипсометрическая отметка которых наследуется вышележащими отложениями в результате процессов облекания и уплотнения.
Цель данной статьи — исследовать влияние органогенных построек фамено-франского времени на закономерности формирования зон нефтегазонакопления в песчаных телах нижнего карбона с акцентом на практические аспекты, важные для эксплуатационного бурения. В работе будут рассмотрены геологические и палеогеографические факторы, а также предложены рекомендации по применению полученных данных в практике бурения. Результаты исследования могут способствовать улучшению методов прогнозирования и оценки потенциала месторождений углеводородов, а также повышению эффективности их разработки.

Тектонический стиль региона определяется сочетанием в ее пределах трех надпорядковых структур: Восточно-Европейской платформы (ВЕП), Предуральского краевого прогиба (ПКП) и Прикаспийской впадины (ПК) (рис. 1). Структурные формы 1-го порядка образуют тектонический каркас Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) и объединяют относительно приподнятые участки кристаллического фундамента с разделяющими их депрессионными участками Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП).

На территории Волго-Уральской области существует крупнейшая рифтовая тектоническая структура раннерифейского заложения — Камско-Бельский авлакоген, который предопределил историю дальнейшего развития региона [2].
В кыновское время, во время активных тектонических процессов — при общем погружении Восточно-Европейской платформы ввиду прогибания Уральской подвижной области, — произошла реактивация более древних разломов в чехле и фундаменте и начала формироваться ККСП.
К началу мендымовского времени в системе прогибов произошла дифференциация осадочных последовательностей, где выделились три структурно-фациальные зоны: центральная, бортовая и платформенная.
1. Центральная часть некомпенсированных прогибов была представлена фацией темно-серых битуминозных глинисто-кремнистых известняков общей мощностью 100–200 м.
2. Бортовая зона окаймляла более глубоководные части прогибов, здесь развивались рифовые сообщества барьерного типа шириной около 20 км и мощностью 300–400 м.
3. Тыловая часть барьерных рифов представляла собой платформенную мелководную акваторию, где формировались шельфовые органогенные (частично биогермные) и органогенно-детритусовые известняки и доломиты с прослоями глин и следами перерывов общей мощностью 200–300 м.
Осадконакопление в фаменско-турнейский этап происходило, преимущественно, в обстановках обширного мелководного карбонатного шельфа, осложненного конседиментационно развивающейся зоной глубоководного некомпенсированного осадконакопления, отвечающей центральной части ККСП [2].

К концу турнейского века ККСП значительно сузилась вследствие компенсации прогиба и проградации барьерных рифов. Процессы рифообразования начали затухать, а обрамляющие прогиб барьерные рифы оголились и стали разрушаться, при этом в осевой части прогибов формировались углисто-терригенные отложения — елховский и радаевский горизонты.
В яснополянское время (примерно 340 млн лет назад) на размытой поверхности органогенных шельфовых известняков и доломитов, а также на разрушенных вершинах кораллово-мшанковых биогермных построек начали накапливаться углисто-терригенные песчано-аргиллитовые образования бобриковского горизонта. Эти отложения полностью перекрыли бывшую Камско-Кинельскую систему прогибов. К началу среднего визея (через 30 млн лет после начала зарождения) ККСП прекратила свое существование, полностью компенсировавшись осадочными породами.
На территории Республики Башкортостан формирование терригенных пород нижнего визея происходило в условиях дельтовой системы, которая проградировала в юго-восточном направлении в область мелководного шельфа на территории Башкирского свода, Южно-Татарского свода и скомпенсированного Актаныш-Чишминского прогиба.
Тектоника является одним из ключевых факторов, влияющих на осадконакопление той или иной территории [3]. Таким образом, специфика тектонического строения региона предопределила геологическую историю развития осадочного чехла на территории Республики Башкортостан.

Для полноценного понимания палеогеографии района исследований необходимо учитывать постседиментационные процессы, которые начинают проявляться практически сразу после формирования отложений и последующего их перекрытия новыми слоями осадка. Одним из наиболее значимых процессов является уплотнение пород.
Процесс уплотнения осадков определяет закономерности изменения свойств горных пород нефтегазоносных разрезов и, прежде всего, их пористости [4]. Принято считать, что процесс уплотнения осадков, определяемый эффективным давлением, при отсутствии денудации осадков является нормальным. Соответственно, зависимости изменения пористости пород от глубины их залегания принято называть «кривыми нормального уплотнения (КНУ)» [5]. В качестве примера рассмотрим закономерности уплотнения терригенных пород Западно-Сибирской плиты. Линии уплотнения глин и песчаников на территории Западной Сибири при глубине залегания «0» метров большей частью экстраполируются в область пористости 44–46 %, таким образом, это значение можно принять за начальную пористость (рис. 2) [6].

Степень уплотнения карбонатных отложений можно наблюдать по раннедиагенетическим трещинам, смятым в процессе уплотнения, из скважины Коми-4 (рис. 3). Такие трещины позволяют оценить степень уплотнения осадков с момента образования трещины до их полной литификации [7].

Влияние органогенных построек фамено-франского времени имеет ключевое значение при уплотнении вышезалегающих пород и формировании зон нефтегазоносности в нижнем карбоне на территории Волго-Уральского региона. Органогенная постройка выступает в роли жесткого каркаса, который практически не подвергается процессам уплотнения.
Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), оседая на сложном палеорельефе турнея, на территории Башкирского и Южно-Татарского свода наследовала высокие отметки органогенных построек. Эти постройки, сформированные еще в франское время, способствовали развитию конседиментационных структур облекания, которые подразумевают различие в мощностях и в литологии на сводовых частях локальных структур и в более депрессионных участках. Таким образом, в депрессионной части формируются более мощные отложения по сравнению со сводовыми областями, где накапливается материал другой литологии.
Со временем процессы уплотнения усиливали выражение куполовидных построек в структуре вышележащих отложений. Параллельно с этим начинали проявляться ранее скомпенсированные низкоамплитудные структуры, не имевшие отражения на палеорельефе бобриковского времени.
На фоне процессов уплотнения пород продолжающаяся тектоническая активность, обусловленная поднятием отдельных участков или блоков земной коры, способствовала выдвижению органогенных построек этого блока и еще более контрастному формированию структур облекания вышележащих отложений (рис. 4).

Органогенные постройки фамено-франского времени оказывали значительное влияние на палеорельеф и фациальную обстановку бобриковского времени. Они формировали рельефные структуры, изменяли гидрологические условия, создавали ловушки для углеводородов и способствовали накоплению органического вещества. Кроме того, продолжающееся уплотнение пород усиливало влияние органогенных построек на эволюцию палеорельефа вышележащих горизонтов, закладывая основу для последующих этапов нефтегазонакопления.

На одном из месторождений Республики Башкортостан был проведен динамический (атрибутный) анализ данных МОГТ 3D в сочетании с литолого-фациальным исследованием. Целью работ служило выявление особенностей распространения дельтовых каналов в отложениях бобриковского горизонта (рис. 5).

Анализ позволил выявить тесную связь между положением органогенных построек и развитием русловых тел в бобриковском горизонте (рис. 6). Такие зоны характеризуются высокими значениями коэффициентов песчанистости и нефтенасыщенности, что делает их особенно перспективными для дальнейшего освоения.

Однако нередко встречаются участки, где фации дельтовых каналов пересекают или частично накладываются на куполовидные постройки (рис. 7), что указывает на наличие специфических условий осадконакопления, таких как:
1. Относительно скомпенсированный палеорельеф, в котором не проявились выраженные возвышенности от рифовых построек (рис. 7б).
2. Продолжающаяся тектоническая активность, которая вследствие воздымания частей или блоков приводит к выпиранию органогенных построек.
3. Широкое развитие дельтовых каналов, движущихся на прибрежной равнине.
4. Русловые каналы, совершая работу донной эрозии, способны размывать нижележащие отложения, так как стремятся достичь профиля равновесия. Таким образом, участки расположения речного русла над погребенной органогенной постройкой способны создать такие условия, когда промежуточные отложения эродируются и терригенные речные отложения могут прилегать к карбонатным органогенным постройкам.

Для прогнозирования благоприятных зон предложена методика, основанная на комплексной интерпретации сейсмофациального анализа, атрибутного моделирования и историко-генетического подхода к реконструкции палеообстановок. Она позволяет определять участки сочленения рифовых объектов и дельтовых каналов, которые могут служить эффективными ловушками углеводородов.

В результате анализа сейсморазведочных работ МОГТ 3Д выделены органогенные постройки, на основании которых определено развитие залежи в отложениях нижнего карбона. Развитие залежи приурочено к структурному поднятию, унаследованному от древних рифовых построек (рис. 8).

По результатам динамического анализа сейсмических данных выявлены зоны распространения дельтовых каналов в бобриковском горизонте (рис. 9).

С 2022 года на рассматриваемом участке было успешно пробурено девять скважин на терригенные отложения нижнего карбона. Результаты бурения показали высокую эффективность благодаря удачному расположению относительно ранее определенных ключевых геологических элементов:
1. Размещение части оценочных скважин было специально выбрано в зоне сочленения двух значимых факторов, способствующих повышенной нефтеносности: наличие дельтового канала и близость органогенных построек. Фактические запускные дебиты нефти составили порядка 96 т/сут.
2. Другая группа оценочных скважин подтвердила перспективность зон устьевых баров фронтов дельт в совокупности с данными о наличии участка рифовой органогенной постройки. Средний запускной дебит нефти по данной группе скважин составил порядка 29,8 т/сут.
Полученные высокие значения запускных дебитов нефти и накопленной добычи подтверждают важную роль сочетания двух основных факторов при выборе участков бурения: высокого структурного плана участка и присутствия специфичных фаций русловых каналов, обеспечивающих эффективную аккумуляцию углеводородов. Это позволяет сделать вывод о значительной потенциальной продуктивности исследуемого месторождения и подтверждает правильность выбранной стратегии бурения.

Анализ геологического строения отложений нижнего карбона и верхнего девона позволяет констатировать значительный потенциал для открытия новых зон локализации остаточных запасов на территории Волго-Уральского нефтегазоносного региона (рис. 10).
Особенно перспективными оцениваются участки сочленения дельтовых каналов и рифовых органогенных построек, где сочетаются благоприятные структурные, литологические и фациальные условия формирования углеводородных залежей.

Геологическое строение большинства месторождений Волго-Уральской НГП указывает на широкое распространение условий, аналогичных рассмотренным. Это открывает большие возможности для масштабного применения нового методического подхода при поиске и разведке залежей в терригенной толще нижнего карбона.
Подобные зоны сочленения широко распространены и должны быть учтены при актуализации геологических моделей и планировании новых проектов бурения.
Сформирована стратегия дальнейших работ по поиску зон локализации остаточных запасов углеводородов, включающая:
1. Подготовку исходных данных:

• сбор архивных геологических карт и отчетов;
• применение современной трехмерной сейсморазведки (МОГТ 3D);
• анализ керновых образцов и литолого-фациальных характеристик.

2. Комплексный анализ данных:

• реконструкция палеорельефа и учет его влияния на распределение углеводородов;
• идентификация зон сочленения дельтовых каналов и органогенных построек;
• моделирование процессов уплотнения пород и оценка их влияния на структуру нефтяных коллекторов.

3. Планирование бурения:

• подбор точек бурения на основе анализа выявленных перспективных зон;
• оптимизация размещения скважин с учетом выявленных геологических особенностей;
• мониторинг текущего состояния бурения и корректировка моделей на основе реальных данных.

4. Постоянное обновление данных:

• периодическая актуализация геологических моделей на основе новых данных;
• совершенствование алгоритмов прогнозирования с учетом обновляемых данных.

Эти шаги обеспечивают точное определение зон сочленения дельтовых каналов и органогенных построек, повышая вероятность успешной добычи остаточных запасов углеводородов на зрелых месторождениях.