Нефтяные месторождения северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции приурочены к карбонатным коллекторам разного возраста и характеризуются сложным строением пустотного пространства. Особенностью таких коллекторов, как правило, является неоднородность строения и распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по площади и по разрезу. Комплексный анализ различных видов геолого-геофизической информации, такой как керн, шлифы, специальные методы геофизических исследований скважин (акустический каротаж, ядерно-магнитный каротаж, электрические и акустические азимутальные микроимиджеры), сейсмические атрибуты, позволяет получить представление о строении карбонатных коллекторов и распределении ФЕС, на основании чего могут быть построены геологические модели, которые в дальнейшем являются надежной основой для выделения перспективных зон.
В процесс эксплуатации в первую очередь, как правило, вовлекаются залежи или части залежей, обладающие наилучшими фильтрационно-емкостными характеристиками, что приводит к неравномерной выработке запасов. В связи с этим возникает необходимость восполнения ресурсной базы месторождений и поддержания уровня добычи. Решением этой проблемы может стать выделение перспективных объектов с улучшенными ФЕС как в неразрабатываемых частях введенных в эксплуатацию залежей, так и в коллекторах региональных нефтегазоносных комплексов, продуктивность которых пока не подтверждена в пределах рассматриваемых месторождений.

Целью работы является выделение перспективных объектов с улучшенными ФЕС на примере нефтяного месторождения, расположенного в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач. На основании анализа керна, шлифов, а также данных геофизических исследований скважин выделить основные структурные типы карбонатных коллекторов верхнего карбона-нижней перми, подтвердить их зональное строение. На основании атрибутного анализа сейсмических данных МОГТ 3D и литолого-фациальной модели выделить зоны улучшенных фильтрационных свойств в низкоемких карбонатных коллекторах верхнего карбона-нижней перми. На основании анализа данных о региональных нефтегазоносных комплексах, результатов испытаний и геофизических исследований скважин, материалов сейсморазведочных работ МОГТ 3D выделить перспективные объекты в отложениях, продуктивность которых пока не подтверждена в пределах исследуемого месторождения.

Объектом исследования является нефтяное месторождение, расположенное в пределах Сорокинского нефтегазоносного района (Сорокинского НГР) Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (Варандей-Адзьвинской НГО). Варандей-Адзьвинская НГО расположена на северо-востоке Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Тимано-Печорской НГП) и протягивается с юго-востока на северо-запад, включая как территорию континентальной части, так и акватории Печорского моря. На западе исследуемая нефтегазоносная область граничит с Хорейверской НГО, на северо-западе — с Восточно-Поморской НГО, на севере — с Гуляевско-Долгинской НГО, на северо-востоке — с Русановской ПНГО, на востоке — с Припайхойско-Приюжноновоземельской НГО, на юге — с Северо-Предуральской НГО. В составе Варандей-Адзьвинской НГО выделяют два нефтегазоносных района (с запада на восток): Сорокинский и Сарембой-Леккеягинский (рис. 1) [1].

В пределах Сорокинского НГР установлена промышленная нефтеносность доманиково-турнейского, верхневизейско-нижнепермского, верхнепермского, триасового комплексов. В пределах Сарембой-Леккеягинского НГР установлена промышленная нефтеносность среднеордовикско-нижнедевонского [2], среднедевонско-нижнефранского, доманиково-турнейского, верхневизейско-нижнепермского комплексов (табл. 1)

Большое значение при этом придается и объему пород осадочного выполнения и площади НГБ (табл. 1). Самые крупные мегабассейны по этим параметрам, такие как Арабо-Персидский, Западно-Сибирский и Восточно-Сибирский, являются наиболее богатыми и по запасам УВ сырья. Так, только на мегабассейны Персидского залива и Западно-Сибирского региона приходится 95,3 млрд т нефти (85 % запасов всех месторождений-гигантов мира) и 64,7 трлн м³ газа (57,4 % запасов гигантских газовых месторождений) [2].

Верхневизейско-нижнепермский нефтегазоносный комплекс представлен карбонатными коллекторами и распространен в пределах всей Варандей-Адзьвинской НГО. Глубина залегания этого комплекса уменьшается на юг и юго-восток в направлении от акваториальной к континентальной части. В пределах Сорокинского НГР абсолютная отметка глубины залегания кровли комплекса по скважинам в среднем составляет -1 500 м,
в пределах Сарембой-Леккеягинского НГР — -800 м. Общая толщина этого продуктивного комплекса сокращается на восток и северо-восток в направлении Припайхойско-
Приюжноновоземельской НГО за счет сокращения мощности нижнепермских отложений в разрезе до полного исчезновения (рис. 2), что обусловлено эрозионными процессами в позднепермское время [3]. В пределах Сорокинского НГР общая толщина комплекса в среднем составляет 805 м, в пределах Сарембой-Леккеягинского НГР — 642 м.

В пределах Сарембой-Леккеягинского НГР установлена промышленная нефтеносность верхневизейско-нижнепермского карбонатного комплекса в отложениях серпуховского яруса нижнего карбона и башкирского и московского ярусов среднего карбона. В пределах Сорокинского НГР и в северной части Сарембой-Леккеягинского НГР установлена промышленная нефтегазоносность комплекса в ассель-сакмарских отложениях нижней перми (табл. 1): выявлено порядка 10 месторождений, большая часть из которых введена в промышленную эксплуатацию.

Нижнепермские продуктивные отложения в пределах района исследования представлены преимущественно известняками, формирование которых связано c развитием органогенных построек [4]. Залежи углеводородов в отложениях такого типа, как правило, характеризуются зональным строением и неравномерным распределением зон улучшенных ФЕС по площади и по разрезу.
Согласно широко используемой классификации по Ф. Данхэму [5] с дополнениями Ембри и Кловена [6], известняки могут быть разделены на аллохтонные (грейнстоуны, пакстоуны, вакстоуны и мадстоуны и т. д.) и автохтонные (баундстоуны, баффлстоуны, байндстоуны, фреймстоуны и т. д.), первые из которых не были биотически скреплены в процессе седиментации в отличие от вторых. Аллохтонные известняки отличаются друг от друга размером обломков (например, биокластов) и количеством цементирующего илистого карбонатного материала; автохтонные — способом роста и крепления скелетов организмов между собой (рис. 3) [5, 6].

Увеличение размера компонентов и уменьшение количества илистого материала указывают на более активную гидродинамическую обстановку формирования разных типов известняков, что в свою очередь обуславливает различие ФЕС и их зональное распространение по площади и по
разрезу (табл. 2, рис. 4).

В пределах исследуемого месторождения пористость грейн-пакстоунов может достигать 25–29 %, что является высоким показателем для карбонатных коллекторов; пористость баундстоунов в среднем составляет 15 %; пористость мад-вакстоунов — 4 % (рис. 5, 6).

Несмотря на то, что мад-вакстоуны характеризуются худшими емкостными свойствами, они обладают проницаемостью лучшей, чем у байнд-баундстоунов и сопоставимой с грейн-пакстоунами за счет большей выраженности трещиноватости (рис. 6).
Обоснование перспективных объектов с зонами улучшенных фильтрационно-емкостных свойств в пределах исследуемого месторождения Сорокинского нефтегазоносного района.
Естественно, что в процесс разработки в первую очередь вовлекаются залежи или части залежей, обладающие наилучшими фильтрационно-емкостными характеристиками, к которым в пределах исследуемого месторождения относятся зоны развития высокоемких типов нижнепермских известняков (грейн-пакстоунов и байнд-баундстоунов). В связи с ограниченным распространением таких зон возникает необходимость выделения перспективных объектов с улучшенными ФЕС с целью поддержания текущего уровня добычи.
К первой группе таких объектов отнесены низкоемкие известняки в пределах выявленной залежи в отложениях верхнего карбона-нижней перми, которые по классификации Данхэма относятся к вакстоунам. Коллекторы в этих отложениях формировались в более глубоководных и менее гидродинамически активных обстановках, поэтому характеризуются сниженной пористостью и не вовлечены в эксплуатацию (рис. 6). При этом результаты анализа керна и шлифов показывают, что при худших емкостных характеристиках данные породы обладают более выраженной трещиноватостью.
В качестве примера трещинных карбонатных коллекторов, которые разрабатываются с высокими показателями добычи даже при очень низкой емкости, можно привести позднепротерозойские отложения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления [7].
Анализ шлифов и керна позволил установить, что в вакстоунах развиты как тектонические трещины, так и стилолитовые швы; при этом выделяются как одиночные тектонические трещины, так и трещины, формирующие пересекающиеся системы; материалом заполнения большей части трещин является битум (рис. 7).

Результаты анализа электрических азимутальных микроимиджеров по скважинам показывают неравномерное распределение трещин по площади, при этом плотность трещин тем больше, чем ближе проходят разрывные нарушения. Стоит отметить, что плотность трещин по скважинам так же хорошо коррелирует с аномалиями сейсмического атрибута Ant tracking (рис. 8).

Таким образом, с использованием фациальной модели и сейсмического атрибута Ant tracking выделены зоны улучшенных фильтрационных свойств в низкоемких коллекторах (вакстоунах) в отложениях верхнего карбона-нижней перми.
Ко второй группе перспективных объектов с улучшенными ФЕС отнесены отложения в нефтегазоносных комплексах, продуктивность которых пока не подтверждена в пределах исследуемого месторождения, но установлена в целом в пределах Варандей-Адзьвинской НГО, то есть комплексы, залегающие выше и ниже верхневизейско-нижнепермского (рис. 9).

При испытании в скважинах Сорокинского НГР отложений нижележащего среднеордовикско-нижнедевонского комплекса, промышленно нефтегазоносного в пределах Сарембой-Леккеягинского НГР [8], получены незначительные притоки нефти [9]. Кроме того, глубина залегания данного комплекса в районе исследования достигает 4 500–5 000 м, поэтому дальнейшее исследование данного комплекса в настоящее время не является перспективным.
Промышленная нефтеносность доманиково-турнейского комплекса установлена как в пределах Сорокинского, так и в пределах Сарембой-Леккеягинского НГР. При этом в пределах Хорейверской НГО выявлен ряд месторождений, продуктивные отложения которых связаны с рифовыми постройками верхнего девона [10]. Результаты анализа материалов сейсморазведочных работ МОГТ 3D в пределах исследуемого месторождения указывают на наличие в отложениях фаменского яруса верхнего девона сейсмофаций с характерной для рифов хаотичной картиной сейсмической записи.
Таким образом, необходимо провести динамический анализ материалов сейсморазведочных работ, доизучение керна и шлифов в районе исследуемого месторождения, чтобы подтвердить наличие рифовых построек в отложениях верхнего девона и потенциально связанных с ними зон, улучшенных ФЕС.
В качестве еще одного перспективного объекта в пределах исследуемого месторождения могут выступать терригенные отложения тульского горизонта нижнего карбона. Данный горизонт выделяется на границе нижнего и верхнего визе и разделяется на терригенную и карбонатную части, при этом распространение терригенной части носит локальный характер.
В скважинах терригенные тульские отложения не испытаны, однако результаты интерпретации ГИС указывают на наличие пористых песчаников, которые по кубу акустического импеданса характеризуются низкими значениями. Таким образом, необходим дополнительный анализ керна, РИГИС и сейсмических атрибутов отложений данного горизонта в пределах исследуемого месторождения, после которого будут сделаны выводы о его перспективности.
В пределах Сорокинского НГР установлена нефтеносность терригенных отложений триаса, однако при испытании этого комплекса в пределах исследуемого месторождения притоки углеводородов не получены, что соответственно указывает на бесперспективность вышележащих комплексов.