Залежи с низкопроницаемыми породами-коллекторами на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗС НГП) в основном представлены в отложениях ачимовской толщи
и тюменской свиты. Изучение данных отложений ведется с момента открытия первых месторождений на территории Широтного Приобья в 1962 году [1–2].
На сегодняшний день, при текущих технологических и экономических условиях, ввиду сложной внутренней расчлененной и изменчивой структуры, влияющей на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), добыча углеводородного сырья (УВС) из низкопроницаемых коллекторов часто является экономически нерентабельной. Показатель экономической нерентабельности объединяет различные геолого-технические параметры, такие как высоковязкие или высокосернистые нефти, остаточные обводненные запасы, залежи, удаленные от существующих центров нефтегазодобычи,
и залежи с низкопроницаемыми породами-коллекторами, в группу трудноизвлекаемых
запасов (ТРИЗ).
Впервые наиболее полная классификация ТРИЗ была предложена в 1994 году Н.Н. Лисовским и Э.М. Халимовым. Для сложнопостроенных низкопроницаемых пород-коллекторов она основывалась на граничных значениях основных геологических и технологических параметров [3].
Ввиду высокой выработанности вышезалегающих отложений, в целях необходимости восполнения ресурсной базы и поддержания добычи на целевом уровне, отложения тюменской свиты и ачимовской толщи активно вводятся в разработку. Однако, в силу геологических особенностей
в целом, рассматриваемые продуктивные пласты практически по всем геолого-геофизическим характеристикам имеют ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства по сравнению
с вышезалегающими прибрежно-морскими отложениями:

• продуктивные пласты залегают на глубине ~2 700–4 000 м и приурочены к фациально изменчивым глубоководным конусам выноса, прибрежно-морским и континентальным отложениям, что вносит дополнительную неопределенность в распространение коллектора
• и повышает затраты на бурение, тем самым снижая рентабельность;
• большинство залежей УВС приурочены к структурным ловушкам, а остальные к неструктурным,
• в том числе комбинированным;
• породы-коллекторы характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой расчлененностью по разрезу и изменчивостью по латерали, что не позволяет достоверно определить водонефтяной контакт (ВНК) в данных отложениях, ввиду наличия только смешанных нефтеводонасыщенных притоков в различных соотношениях.

В сочетании вышеперечисленные факторы в отложениях ачимовской толщи и тюменской свиты значительно осложняют добычу и не позволяют поддерживать ее в длительной перспективе.

Для выполнения подсчета запасов используют два основных подсчетных уровня: водонефтяной или газоводяной, определяемые по результатам фактических притоков нефти/газа и воды, и условный подсчетный уровень, принимаемый по подошве последнего продуктивного прослоя, определяемого по результатам интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС) или по подошве перфорации. Залежи однородных по составу и строению пластов, в отличие от залежей неоднородных пластов, в своем разрезе характеризуются следующими подзонами [4]:

• зона предельного нефтенасыщения, характеризующаяся максимальными значениями коэффициента нефтенасыщенности и безводными притоками нефти при испытании;
• переходная зона, зона двухфазного течения, при испытании которой получают приток нефти с водой в различных пропорциях;
• зона остаточной нефтенасыщенности, где происходит снижение коэффициента нефтенасыщенности до величины остаточной, где нефть находится в неподвижном состоянии, при испытании которой получают приток пластовой воды.

Залежи, в которых процесс гравитационного распределения нефти и воды еще не завершен, характеризуются наличием дополнительной недонасыщенной зоны, между предельно нефтенасыщенной и переходной зоной. При испытании этой зоны получают однофазные притоки нефти, при нарушении технологий испытаний — притоки нефти с водой. Это показывает, что и в залежах однородных пластов, в которых процесс гравитационного распределения нефти и воды еще не завершен, есть смешанные нефтеводонасыщеные зоны, но отличные от переходной зоны соотношением нефти и воды. Однако в таких объектах всегда есть уровень, ниже которого залежь водонасыщенная [5].

По опыту выполнения авторами работ по подсчету запасов, в залежах с низкопроницаемыми породами-коллекторами часто подсчетный уровень принимается как условный: по подошве нефтенасыщенного коллектора либо по подошве интервала перфорации, где были получены притоки УВС [8].
В таких залежах, вследствие отсутствия ниже принимаемого уровня достоверно водонасыщенных прослоев по РИГИС, ввиду сложнопостроенных и расчлененных коллекторов, а главное отсутствия интервалов перфорации с притоком чистой пластовой воды, принимается условный подсчетный уровень: объем коллектора, ниже которого не относится к продуктивному и не включается в подсчет запасов. При этом в таких объектах были получены только нефтеводонасыщенные притоки как по результатам испытаний, так и по данным эксплуатации на различных гипсометрических отметках в сводовой и в присклоновой части. Такая смешанная нефтеводонасыщенная система в низкопроницаемых породах представляет собой аналог переходной зоны в залежах однородных пластов, но представленная для всего резервуара, а не только ее части.
Согласно Государственному балансу полезных ископаемых Российской Федерации, на долю низкопроницаемых коллекторов приходится 26 % от всех запасов. На территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры в отложениях тюменской свиты за период 2015–2022 гг. увеличение добычи составило +13 млн т (+56,2 %) с 23 до 36 млн т.
За аналогичный период увеличение добычи в ачимовской толще составило +4 млн т (12,1 %) с 33 до 37 млн т [6, 7].
Все вышесказанное показывает необходимость дальнейшего изучения залежей с низкопроницаемыми коллекторами для построения достоверных геологических моделей и подсчета запасов в данных отложениях.

Рассматриваемая залежь № 1 пласта ЮС2 тюменской свиты малышевского горизонта приурочена к нефтяному месторождению в пределах Салымского района Среднеобской нефтегазоносной области (рис. 1).

Пласт представлен отложениями континентального типа, аллювиальным комплексом фаций. Коллекторы пласта характеризуются низкими ФЕС, высокой степенью неоднородности, изменчивостью по площади и разрезу (рис. 2).

Согласно определению показателей проницаемости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, изучаемая залежь представлена низкопроницаемыми коллекторами менее 2 мД. Объект ЮС2 введен в промышленную разработку в 2020 году.
На момент открытия залежь № 1 имела совершенно иную конфигурацию, она включала отдельные самостоятельные залежи со своими подсчетными уровнями (рис. 3).

По мере появления и учета новой геолого-геофизической информации, геологическая модель уточнялась. Ключевым здесь является то, что абсолютная отметка подсчетного уровня — с каждым новым проектом, главным образом ввиду новых данных, полученных в результате перфорации и эксплуатации, — принималась ниже ранее представленной.
Таким образом, в 2019 году подсчетный уровень принимался на абсолютной отметке (а. о.) ‑2 860,0 м, тогда как в 2023 году все залежи были объединены в единую залежь № 1 с УПУ по подошве нефтенасыщенного прослоя скважины № 172 а. о. ‑2 920,6 м, что ниже на 60,6 м относительно 2019 года (рис. 3).
Данное обстоятельство показывает, что ранее только часть продуктивного разреза от достоверно нефтенасыщенного учитывалась при подсчете запасов УВС.

Как было отмечено ранее, авторы в своих работах неоднократно сталкивались с таким «феноменом», как отсутствие водонефтяного контакта в низкопроницаемых породах-коллекторах. Данную особенность можно объяснить тем, что залежи с низкопроницамыми породами-коллекторами представляют собой смешанную гидродинамическую систему нефть-вода, ввиду низких фильтрационно-емкостных свойств, высокой степени расчлененности по разрезу и изменчивости по латерали.
Для обоснования отсутствия водонефтяного контакта в исследуемой залежи с низкопроницаемыми коллекторами пласта ЮС2 были рассмотрены основные петрофизические характеристики и зависимости.
Петрофизические зависимости построены на основе собственных керновых исследований. На рисунке 4 представлена петрофизическая зависимость проницаемости от пористости Кпр = f(Кп). Как видно из зависимости, проницаемость по керну низкая, в основном менее 2 мД.

Далее была получена зависимость ρп = f(ΔIγ) по прослоям залежи № 1. Как видно из зависимости, прослои ниже контакта а. о. ‑2 920,6 м находятся в той же области, как и доказанные данными эксплуатации нефтенасыщенные прослои, что позволяет предположить продуктивность данного
интервала (рис. 5).

Для сравнительного анализа были получены зависимости удельных электрических сопротивлений прослоев и их проницаемости в зависимости от высоты для залежи пласта АС7 и залежи № 1 пласта ЮС2 изучаемого месторождения.
Залежь пласта АС7 представлена фациями дельтовой системы (фронт дельты), которые характеризуются улучшенными ФЕС коллекторов. ВНК по залежи принят на а. о. ‑1 978,0 м, граничные значения УЭС составляют 6,8–7,6 Ом∙м, средняя проницаемость по залежи составляет 195,0 мД. Также отметим, что песчаные прослои слагают мощные монолитные
коллекторы (4–15 м), что в первую очередь положительно отражается на проницаемости и соответственно отражается на скорости выравнивания гидродинамической системы нефть-вода, вследствие чего мы наблюдаем практически горизонтальный контакт по разрезу.
В зависимости УЭС прослоев и их проницаемости от высоты, использовались все скважины в пределах залежи пласта АС7 (рис. 6).
Так, на уровне а. о. ‑1 978,0 м наблюдается резкое увеличение УЭС вверх по разрезу, характеризирующее водонефтяной контакт залежи, тогда как проницаемость от высоты не зависит.

Аналогичные зависимости были получены для залежи № 1 пласта ЮС2 (рис. 7). Средняя проницаемость по залежи составляет 0,9 мД. Как видно, зависимости проницаемости от высоты, как и для залежи пласта АС7, нет. Также нет зависимости УЭС прослоев от высоты на уровне
а. о. ‑2 920,6 м, тогда как по залежи пласта АС7 есть корреляция, характеризующая водонефтяной контакт.

Прослои ниже контакта а. о. ‑2 920,6 м характеризуются аналогичными УЭС, как и доказанные данными эксплуатации нефтенасыщенные прослои. Это показывает продуктивность интервала ниже а. о. ‑2 920,6 м и необходимость включения данного порового объема в подсчет запасов.
Таким образом, на примере залежей пласта АС7 и ЮС2 представлена зависимость между УЭС прослоев и их проницаемости с учетом высоты, показывающая, что залежи с улучшенными ФЕС (АС7) характеризуются корреляцией УЭС от высоты вследствие гравитационного разделения нефть-вода, тогда как залежи с низкопроницаемыми коллекторами (ЮС2) представляют собой смешанную гидродинамическую систему нефть-вода без водонефтяного контакта.

Согласно анализу графика ввода в эксплуатацию вертикально направленных и боковых стволов по объекту ЮС2, с 2019 по 2023 год планомерно увеличивается количество пробуренных скважин с двух до 38 соответственно. Аналогично увеличивается и объем добычи по пласту ЮС2 с 0,4 до 6,3 % в суммарной добыче по месторождению. Это показывает необходимость дальнейшего изучения залежей с низкопроницаемыми коллекторами, ввиду увеличения ввода таких объектов в промышленную эксплуатацию.
На рисунке 8 представлены скважины и среднемесячные результаты эксплуатации за первые три месяца, вскрывшие различные гипсометрические отметки. Согласно полученным данным, средняя обводненность за первые три месяца работы всех скважин составляет 31 % и продолжает держаться на этом уровне с небольшим увеличением.

Закачка по пласту не осуществляется. Из чего можно сделать вывод, что залежь изначально представляет собой смешанную гидродинамическую систему нефть-вода без водонефтяного контакта, что говорит о необходимости учета при подсчете запасов УВС всего объема порового пространства залежи.
Исходя из представленных результатов, условный подсчетный уровень для рассматриваемой залежи нужно принять по подошве прослоя скважины № 172 (рис. 8) на отметке а. о. ‑2 944,8 м, что позволяет скорректировать УПУ а. о. ‑2 920,6 м на 24,2 м. Это позволит увеличить начальные геологические и извлекаемые запасы на 1 626 тыс. т и 462 тыс. т соответственно (+3 %).