Разработка нефтяных месторождений Республики Башкортостан (РБ) осуществляется более 90 лет. С начала промышленной разработки основными объектами являлись терригенные коллекторы (терригенные отложения нижнего карбона и девона), обладающие лучшими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Запасы нефти в терригенных коллекторах с каждым годом снижаются. Вовлечение в разработку запасов, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам с низкими коллекторскими свойствами, является приоритетной задачей нефтедобывающих компаний. На месторождениях РБ карбонатные отложения представлены залежами фаменского и турнейского ярусов, серпуховского, башкирского, верейского и каширо-подольского горизонтов [1].

В настоящее время в условиях высокой выработки базисных горизонтов — отложений терригенных толщ девона и карбона — более 50 % эксплуатационного бурения на территории севера и северо-запада РБ приходится на карбонатные объекты московского яруса. На территории платформенного Башкортостана московский ярус представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами. Преимущественно осадконакопление отложений происходило в условиях мелководного шельфа [2].

Запасы нефти, локализованные в отложениях верейского горизонта на территории Республики Башкортостан, занимают существенную долю, равную 27,6 %, от общего объема извлекаемых запасов московского яруса, что делает их ключевым объектом для разработки и дальнейшего изучения. Геофизические исследования (ГИС) отчетливо показывают глинисто-карбонатный состав этих отложений, выделяя их среди других слоев карбонатной толщи среднего карбона. На временных сейсмических разрезах верейский горизонт прослеживается без искажений, что является значительным преимуществом для геологоразведочных работ. Стоит отметить значительную степень изученности верейского горизонта относительно выше- и нижележащих горизонтов московского яруса благодаря высокому проценту выноса кернового материала, отобранного в процессе бурения. Однако разработка верейского горизонта сопряжена с определенными сложностями. Это связано с неоднородностью геологического строения коллекторов: наличие чередующихся проницаемых и непроницаемых прослоев в совокупности с тектоническими нарушениями приводит к неравномерному распределению углеводородов и усложняет процесс добычи [3].
В связи с этим эффективная разработка верейского горизонта требует применения современных технологий и инновационных подходов к оценке его нефтегазового потенциала. Необходимо проводить детальные исследования для выявления зон с наиболее благоприятными условиями для добычи, а также разрабатывать оптимальные технологические схемы разработки с учетом геологических особенностей каждого участка.

Основной объем эксплуатационного бурения на пласты верейского горизонта сконцентрирован в периметре одного большого месторождения севера РБ. Периферийная часть месторождения характеризуется высокой степенью выработанности запасов, в то время как центральная и северо-восточная части обладают низкой выработкой и значительной площадью неразбуренной части. Отмечается, что скважины, расположенные в едином контуре нефтеносности и пробуренные на одинаковом типе промывочной жидкости, имеют различные сопротивления по боковому каротажу и запускную обводненность (рис. 1) [4].

Отличие запускных показателей, наблюдаемое в рамках одного и того же геологического объекта, свидетельствует о необходимости детального и комплексного подхода к оценке ресурсов [5].

Описываемое исследование направлено на создание методики экспресс-оценки перспектив нефтегазоносности сложнопостроенных карбонатных пластов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП). Основная задача — определить перспективные участки для бурения новых скважин и зарезки боковых стволов (ЗБС). Предложенная методика позволит прогнозировать начальную обводненность и дебит нефти. Для этого планируется проанализировать имеющиеся геолого-промысловые данные и определить основные критерии, которые обеспечат оперативную и эффективную оценку запасов нефти на еще не разведанных участках месторождений. В итоге разработан инструмент, позволяющий оперативно оценить потенциал новых скважин без существенных затрат по времени и ресурсам на предварительном этапе исследований.

Эффективное управление разработкой нефтяных месторождений требует точного прогнозирования продуктивности и выявления зон с наибольшим потенциалом по добыче. В данной статье рассматривается методика экспресс-оценки перспектив вовлечения запасов пласта C2vr.3, основанная на построении карт желательности с учетом первичных данных геофизических исследований и ретроспективного анализа запускных параметров по действующим скважинам. В работе рассмотрены отложения верейского горизонта на одном из крупных месторождений Республики Башкортостан. Ключевым фактором, определяющим выборку скважин для построения карт, является существенная разница геофизических характеристик, а также параметров продуктивности [6]. Так, для скважины хх20 (рис. 2) значения удельных электрических сопротивлений (УЭС) по данным бокового каротажа (БК) варьируются от 19 до 21 Ом⋅м при запускной обводненности 20 %. В скважине хх31 значения УЭС составили 2,5–10,8 Ом⋅м, а начальная обводненность достигла 80 % (рис. 2). Важно отметить, что в обеих скважинах использовались идентичные промывочные жидкости с плотностью в диапазоне 1,05–1,1 г/см³ и
сопротивлением 0,07–0,15 Ом⋅м. Наблюдается зависимость между значениями УЭС и обводненностью, что подтверждается последующим анализом.

Первым шагом для оценки перспективы вовлечения запасов пласта С2vr.3 является построение карт желательности. Важную роль в данном процессе играет выборка скважин. Скважины, пробуренные до 1980 г., с записью кривых НГК оборудованием без калибровки, приводящим к снижению расчетной пористости, были исключены из анализа и дальнейшего использования при картопостроениях для рассматриваемого объекта C2vr.3 [7, 8].

После формирования репрезентативной выборки скважин были построены карты средневзвешенных значений пористости коллекторов и УЭС. Граничные значения удельного электрического сопротивления (УЭС), определяющие характер насыщения пласта, приняты на основе утвержденной петрофизической модели. В связи с ограниченным объемом данных опробований по пласту C2vr.3 рассматриваемого месторождения, граничные значения УЭС были экстраполированы с месторождения-аналога, где выявлена четкая корреляция между УЭС и флюидальным составом: значения ниже 10 Ом⋅м соответствовали преимущественно водонасыщенным интервалам, а значения выше 20 Ом⋅м — нефтенасыщенным, интервал сопротивлений 10–20 Ом⋅м идентифицируется как переходная водонефтяная зона.

Карта доли коллектора построена на скважинных данных, рассчитанных как отношение эффективной мощности пласта к его общей мощности. Данная карта позволила определить зоны с максимальной выдержанностью коллектора. Анализ построенных карт позволил выявить зоны с высокими значениями пористости, сопротивлений и однородности пласта. Для обоснования критериев выделения перспективности зон, выявленных на картах, был проведен ретроспективный анализ запускных параметров скважин.

Результаты анализа геолого-промысловых данных подтвердили высокую корреляционную связь:
• обводненность коррелирует с УЭС (рис. 3а): высокие значения УЭС указывают на низкую обводненность и, следовательно, на более высокую нефтенасыщенность;
• дебит коррелирует с пористостью (рис. 3б):
более высокие значения пористости указывают на большую емкость коллектора и, как следствие, более высокий дебит по сравнению с участками, характеризующимися низкой пористостью.

Таким образом, комбинированный подход, включающий построение карт желательности на основе геофизических данных и ретроспективный анализ запускных параметров скважин, позволяет более эффективно оценивать потенциал вовлечения запасов пласта C2vr.3 в разработку.

С учетом проведенного ретроспективного анализа выделены потенциальные зоны для бурения новых скважин и ЗБС, предложены скважины-кандидаты. Обоснованы основные критерии для выбора перспективных участков для бурения ВНС:
• УЭС выше 20 Ом⋅м;
• пористость выше 15 %;
• выдержанный коллектор толщиной более 3,0 м.

Участки ранжировались по перспективности с учетом построенных геологических карт желательности (рис. 4), а также карты структурного плана и карты нефтенасыщенных толщин (ННТ), с учетом параметров работы действующих скважин и результатов раздельных опробований.

Карта значений доли коллектора представлена на рисунке 5. Карты желательности служат основой для оценки потенциальной продуктивности участков.

Результаты ретроспективного анализа геолого-промысловых данных подтвердили достоверность построенных геологических карт. Это означает, что прогнозы, сделанные на начальном этапе, соответствуют фактическим текущим значениям обводненности скважин окружения, что в свою очередь позволяет минимизировать риски получения высокой запускной обводненности и, как следствие, недостижения плановых запускных дебитов нефти.

На рассмотренном месторождении продолжается дальнейшее бурение новых скважин и ЗБС в соответствии с предложенной стратегией. На основании проведенного ретроспективного анализа результатов предыдущего бурения и построенных карт желательности были пересмотрены цели проектного бурения. Более того, применение описанной методики позволило выявить перспективные зоны на месторождении, представляющие значительный интерес для наращивания объемов бурения новых скважин и ЗБС.

Активное вовлечение в разработку отложений карбонатной толщи среднего карбона (КТСК) в периметре компании началось в 2017 г. Более 50 % эксплуатационного бурения на территории севера и северо-запада РБ приходится на пласты КТСК. В будущем на месторождениях Северо-Западного региона Башкортостана существует перспектива бурения более 600 новых скважин на данные отложения. На сегодняшний день на продуктивные отложения верейского горизонта пробурено и введено в эксплуатацию порядка 80 скважин со средним запускным дебитом нефти 21 т/сут [7, 8].

Основной объем подтвержденных начальных геологических запасов, связанных с московским ярусом, преимущественно сосредоточен в северной и северо-западной части Республики Башкортостан. В центральных районах республики залежи отложений КТСК выделены на единичных месторождениях. Если учитывать, что отложения КТСК платформенного Башкортостана формировались в идентичных условиях осадконакопления, то перспективные неразведанные запасы могут быть приурочены и к центральной части РБ. В этой связи было принято решение провести анализ возможного наличия нефтенасыщенных пластов КТСК на месторождениях центральной части РБ.

В процессе апробации разработанной методики экспресс-оценки выполнена работа, состоящая
из 4 основных этапов (рис. 6). Финальным этапом работы является формирование программы по снятию геологических рисков (СГР) с целью верификации запасов.

В ходе изучения одного из месторождений углеводородов был успешно апробирован разработанный подход. По рассматриваемому участку получен значительный прирост запасов углеводородов. Корреляционная схема, представленная на рисунке 7, показывает разрез по скважинам хх11 и хх12, в которых отложения КТСК ранее не выделялись.

По первоочередным скважинам проведены опробования, по результатам получен приток нефти из пластов каширского и верейского горизонтов. С целью более точного определения границ залежей и уточнения их геометрических параметров предложены перспективные интервалы для дальнейшего опробования в первоочередных скважинах, включенных в программу СГР. Это позволит получить более полную картину строения залежи и уточнить величину запасов.

Рассмотренная методика экспресс-оценки позволяет оперативно определить первоочередные перспективные зоны для отложений КТСК. Для получения наиболее точной и полной картины геологического строения залежей и уточнения их геометрических параметров необходимо выполнение полного цикла проектных работ. Это позволит существенно повысить точность оценки запасов и детальнее изучить особенности строения залежи углеводородов. Подробное исследование геологических структур, в частности анализ литологического состава пород, тектонических нарушений и других геологических факторов, позволит уточнить границы новой, ранее не выделенной залежи.
На рисунке 8 представлена структурная карта пласта C2vr.3 с предварительной оценкой контура залежи по участку апробации разработанного алгоритма.

Разработанная методика экспресс-оценки позволяет оперативно определить наиболее перспективные зоны для дальнейших геологоразведочных работ в карбонатных отложениях, сокращая временные ресурсы на поиски новых залежей. Ее интеграция в процесс мониторинга разработки месторождений повысит эффективность освоения запасов, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам, которые зачастую отличаются низкой проницаемостью и рядом сложностей при добыче углеводородов.