Основополагающим этапом создания геологической модели месторождения является верное представление истории формирования резервуара. На следующем этапе решаются задачи по геометризации залежей УВ и оценке количества запасов. В статье изложен опыт решения проблемы наклонного контакта.
Рассматриваемое месторождение является одним их тех примеров, когда комплексирование новой геолого-геофизической информация существенно меняет представление о концептуальной модели месторождения.
Месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа. История работ на площади и геологического изучения месторождения насчитывает порядка 40 лет.
Одноименная структура была выявлена в 1978–1979 гг. в ходе проведения поисковых сейсморазведочных работ МОГТ по системе 12-кратного профилирования. В 1980 г. структура была подготовлена к поисковому бурению по отражающим горизонтам в верхнепермских, нижнепермских, каменноугольных, среднедевонских, нижнедевонских и силурийских отложениях. Первая поисковая скважина была пробурена в 1981 г. Скважина оказалась «первооткрывательницей» крупной залежи нефти в известняках ассельско-сакмарского возраста нижнего отдела пермской системы, пласта Р_1a-s.
На схеме фациального районирования ассельско-сакмарских отложений изучаемый участок находится в мелководно-шельфовой обстановке осадконакопления (рис. 1).

По результатам региональных исследований и проведенных геологоразведочных работ непосредственно на месторождении установлено, что осадконакопление в ассельском и сакмарском веках происходило в пределах зоны отмелей и барьеров, где существовали благоприятные условия для развития биогермных построек.

Верхняя часть разреза ассельско-сакмарских отложений по данным керновых исследований представлена известняками органогенно-детритовыми, серыми, буровато-серыми, средне- и крупнокристаллическими, слабослюдистыми с прослоями известняков светло-серых, плотных, крепких, со стилолитовыми швами, слоистых за счет черного глинисто-алевритистого материала. В нижней части разреза отмечены биогермные образования, представленные водорослевыми, органогенно-водорослевыми, органогенными и органогенно-детритовыми известняками. При этом в сводовой и присводовой частях структуры имеют наибольшее развитие водорослевые, органогенные и органогенно-водорослевые известняки, а на периферийных участках — органогенно-детритовые и органогенно-водорослево-детритовые известняки.
Представление о геологическом строении залежи нефти в ассельско-сакмарских отложениях, пласте Р1_a-s, постоянно модифицировалось. В подсчете запасов 1998 г. [2] считалось, что это единая залежь массивного типа с водонефтяным контактом (ВНК), имеющим диапазон 13 м, от -2222 м до -2235 м. В работе 2006 года по переинтерпретации сейсмических материалов [3] и при последующем подсчете запасов 2011 года [4] модель залежи пласта Р1_a-s была детализирована путем выделения в разрезе трех пачек: A, B и C, однако ВНК стал еще более изменчивым, поскольку залежь по-прежнему рассматривалась единой, а флюидальные контакты, доказанные испытаниями в колонне поисково-разведочных скважин, существенно изменялись по площади, достигая разницы в 75 м.
В 2020 г. была выполнена переинтерпретация сейсморазведочных работ 3D, в результате которой в разрезе ассельско-сакмарских отложений было прослежено четыре пачки: пачка D ассельского возраста и пачки С, В и А сакмарского возраста [5].
Корреляция в пределах органогенных карбонатных массивов весьма затруднительна и неоднозначна, поэтому требует максимального использования всех имеющихся данных. Для детализации разреза ассельско-сакмарских отложений был использован комплексный подход, объединяющий био-, лито- и сейсмостратиграфические данные. По результатам корреляции отражающих горизонтов (рис. 2), детальной сейсмостратиграфической привязки скважин к волновому полю, с привлечением материалов по литологическим исследованиям керна, в скважинах с керном (первоначально), а затем и во всех остальных скважинах были поставлены отбивки кровель пластов (рис. 3).

Для всех четырех пачек проведен сейсмофациальный анализ и получены карты фаций, демонстрирующие постепенное изменение условий осадконакоплений (рис. 4).

На изучаемой территории в ходе накопления пачки D территория делится на мелководную банку (на юге) и относительное глубоководье (на севере). Наибольшие толщины банки (до 170 м), построенной преимущественно баундстоунами, приурочены к юго-западной части площади, где в настоящее время находится погружающийся в Усть-Печорскую депрессию склон Колвинского мегавала. Приуроченность наибольших толщин к этому участку объяснима начавшимся синхронно с седиментацией постепенным воздыманием Колвинского мегавала и появлением на его склонах пространства аккомодации для роста органогенных построек. Другая крупная постройка (до 120 м) расположена на юго-востоке площади в области погружения восточного склона структуры. В центральной части площади выделяются отдельно стоящие небольшие по размерам постройки толщиной до 90 м. В то время как на юге площади активно развивалась обширная карбонатная банка, на севере, на отдельных небольших отмелях, также формировались небольшие биогермы и песчаные карбонатные насыпи, возможно, микробиальные холмы. Формирование биогермов пачки D происходило на довольно высоком уровне моря. Однако последующие глобальные события привели к катастрофическому подъему уровня моря, при котором биогермы оказались в условиях непригодных для жизни, прекратили свое развитие и были захоронены более глубоководными осадками.

По всей площади прослеживается поверхность максимального затопления, отделяющая нижнюю часть разреза с породами пачки D (преимущественно на юге) от верхней части разреза с породами
пачек С и В на севере площади. Лишь только при накоплении отложений пачки А уровень моря достиг того же уровня, что и при накоплении пачки D. Период высокого стояния уровня, зафиксированный на всей площади толщей трансгрессивных и относительно глубоководных осадков с поверхностью максимального затопления, завершился довольно внезапно резким падением уровня моря. Накопление осадков пачки С происходило на севере площади, в области, которая во время накопления отложений пачки D была относительно глубоководной впадиной. Причем рельеф дна был довольно сильно дифференцирован — подводные склоны карбонатной банки пачки D имели крутой уклон, в отличие от пологих нижнего и верхнего склонов банки. Во время накопления пород пачки С юг площади представлял собой островную сушу. Соответственно, конфигурация палеобереговой линии и батиметрия определяли форму и положение биогермных построек, которые из-за высокой крутизны склонов острова стали развиваться в непосредственной близости к палеоберегу. Внутренняя граница развития биогермов пачки С практически совпадает с перегибом нижнего склона пачки D и его переходом к подножию банки. Уровень воды лишь частично перекрывал зону нижнего склона карбонатной банки пачки D. Отложения пачки С отсутствуют на палеоподнятиях: на карбонатной банке пачки D на юге площади и на синхронных ей водорослевых холмах в открытом море на севере.

Породы пачки В накапливались в условиях более высокого стояния уровня моря, чем при накоплении пачки С, но на юге, юго-востоке и востоке в это время продолжала оставаться островная суша. Море на этом этапе затопило нижний и верхний склоны карбонатной банки пачки D. Поскольку отложения пачки С заполнили зону, бывшую относительным глубоководьем при накоплении отложений пачки D, а поднявшийся уровень моря затопил довольно пологие нижний и верхний склоны карбонатной банки, батиметрия бассейна во время седиментации пород пачки В оказалась нивелированной, слабоконтрастной. Фациальные обстановки на всей площади сохранялись достаточно близкие и взаимозаменялись при каждом незначительном подъеме или падении уровня. В связи с этим пачка В характеризуется наиболее сложным строением. Находясь в промежуточном положении между пачкой С, построенной преимущественно баундстоунами, и пачкой А, построенной преимущественно грейнстоунами, в пачке В примерно в равных долях представлены баундстоуны и грейнстоуны, как переслаивающиеся в разрезе, так и быстро сменяющие друг друга по латерали.
Породы пачки А накапливались в условиях еще более высокого стояния уровня моря, чем при накоплении пачки В, а тем более пачки С. Тем не менее, на самом юго-востоке оставалась осушенной крупная карбонатная постройка пачки D. Море на этом этапе затопило нижний, верхний склоны и большинство органогенных построек карбонатной банки пачки D.

По результатам сейсмофациального анализа и анализа сейсмических атрибутов установлены границы зон замещения коллекторов пачек D, С и А, прослежены границы органогенных построек в пачках С и В. По скважинным данным определены непроницаемые перемычки толщиной от 1,1 м до 24,1 м между пачками А+В и С, от 2,6 м до 15 м между пачками С и D. Наличие непроницаемых перемычек, разделяющих продуктивные отложения пласта Р_1a-s на несколько гидродинамически изолированных объектов, подтверждается исследованиями керна, отобранного из интервала перемычек и не имеющего признаков нефтегазонасыщенности. Так, на рисунке 5
представлены фотографии керна в ультрафиолетовом свете, отобранного в интервале перемычки между пачками С и D.

В результате проведенного анализа ВНК с учетом комплексирования всех промысловых данных, таких как испытания скважин, ПГИ, ГДИС, трассерные исследования и гидропрослушивания, было выделено три самостоятельных продуктивных объекта (пачки А+В, пачка С, пачка D). В пачках А+В оконтурено три залежи нефти, в пачке С — пять залежей нефти и в пачке D — четыре залежи нефти. Во всех залежах установлены горизонтальные ВНК (рис. 6).

Детализация геологического строения на основе всего комплекса данных позволила в каждой из продуктивных пачек провести геометризацию залежей нефти с учетом особенностей геологического строения. Так, в пачках D и С установлено наличие литологических «карманов» с зажатой водой на гипсометрическом уровне выше установленного ВНК. На рисунке 7 продемонстрирован разрез скважины 225, вскрывшей «литологический» карман с зажатой водой. Также важным стало выявление отдельных литологических тел — биогермных построек, гидродинамически изолированных друг от друга, что подтверждается данными испытаний скважин.

На рисунке 8 представлены разрезы, проходящие через изолированную биогермную постройку, вскрытую скважиной 236, в которой по ГИС установлен нефтенасыщенный коллектор до а.о. -2182,1 м, в интервале а.о. -2182,1–2184,6 м неясный характер насыщения, ниже а.о. -2194,6 м вода, а при испытании интервала а.о. -2178,3–2182,5 м получен приток нефти с водой дебитом 19,2 м³/сут
(29 % нефти, 71 % воды). ВНК в скв. 236 установлен на а.о. -2185,5 м по подошве верхнего прослоя коллектора, в котором проведена перфорация, при этом за пределами биогермной постройки ВНК установлен на уровне — 2204 м.