В настоящее время многие недропользователи столкнулись с проблемой поддержания уровней добычи, ввиду истощения ресурсной базы основных объектов разработки. Для ПАО «ЛУКОЙЛ» основным центром нефтедобычи остается территория Западной Сибири и активы в пределах лицензионных участков ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Основные объекты разработки неокомские залежи, пласты группы АВ, характеризующиеся хорошими фильтрационно-емкостными свойствами и достаточно хорошо изученными как поисково-разведочными, так и эксплуатационным бурением. Начало разработки многих неокомских залежей ведется с восьмидесятых годов двадцатого века. Многие месторождения и залежи находятся на третьей стадии разработки с постоянной динамикой спада общих объемов добычи нефти. Для уверенного развития предприятий и выполнения заявленных планов по добыче углеводородов, все больше и больше вводится в разработку объектов, расположенных в более сложных горно-геологических условиях, удаленных от развитой инфраструктуры добывающего предприятия. Все больше вводится в разработку запасов с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов вмещающих пластов и залежей УВ, коллекторов с многофазным насыщением, более слабой изученности, а также запасов, приуроченных к юрским отложениям тюменской свиты и коры выветривания доюрского комплекса. Как правило данные резервуары имеют более сложную конфигурацию, осложнены дизъюнктивными и литологическими экранами, а также имеют менее однородную литологическую структуру коллектора [1].

Перед специалистами, занимающимися подготовкой ресурсной базы, моделированием и разработкой месторождений, встает сложнейший вопрос к вовлечению данных запасов УВ в разработку. На примере месторождения, где пласты представлены сложными объектами с многофазным насыщением, хотелось бы осветить данную проблему, а также показать используемые комплексные подходы, выработанные авторами для ее решения в рамках построения более точной геологической модели с дальнейшей постановкой запасов на баланс.
Одним из сложнейших участков в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции являются месторождения, расположенные в нефтегазоносном районе, обусловленном дифференцированным структурным планом, особенно по кровле фундамента, и сильной литолого-фациальной изменчивостью юрских пород [2]. Продуктивные залежи и пласты месторождений имеют сложную конфигурацию. Залежи пластов ограничены тектоническими экранами, а коллекторские свойства имеют сильную дифференциацию по площади, что обусловлено различным генезисом формирования продуктивных отложений как морского, так и континентального типа.
Так одним из месторождений со сложным геологическим строением и многофазным насыщением пластов является X газонефтяное месторождение. На этапе моделирования и обоснования запасов месторождения коллектив авторов геологической модели «КогалымНИПИнефть» столкнулся с рядом неоднозначностей, вызванных противоречивыми данными опробования эксплуатационных скважин в рамках обоснования насыщения основных продуктивных пластов.
Промышленная продуктивность месторождений связана с отложениями верхне- и среднеюрского возраста осадочного чехла: пластом П2 вогулкинской толщи даниловской свиты, пластами Т1 и Т2 тюменской свиты и корой выветривания доюрского комплекса (ДЮК). Месторождение нефти и газа открыто во второй половине прошлого века первой поисковой скважиной. Нефтегазоносность юрских осадков (пласты П и Т) выявлена при опробовании разведочных скважин 2 и 3. Впоследствии при разбуривании месторождения доказана газоносность тюменской свиты (пласты Т1, Т2), в то же время газоносность пласта П2 испытаниями подтверждена только в одной скважине, но в ходе разработки на участках месторождения было выявлено наличие единой гидродинамической системы с пластами Т, что косвенно предполагает присутствие свободного газа и в пласте П2 в границах распространения газовой шапки пластов Т.
Факт присутствия газа на месторождении X подтверждается также по данным гидродинамических исследований на стационарных и нестационарных режимах фильтрации.
Индикаторные диаграммы (ИД) по некоторым скважинам резко искривляются к оси дебитов, что свидетельствует о наличие газа в пласте. Данный факт приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти (при увеличении депрессии дебит начинает снижаться). В качестве примера на рисунке 1 приведены характерные ИД по скважинам Д, Е (рис. 1).

Форма кривых восстановления давления (КВД) также подтверждает двухфазную фильтрацию жидкости в пласте и состоит из двух участков (рис. 2). Первый участок соответствует двухфазной фильтрации, а второй однофазной, когда забойное давление превышает давление насыщения.

Исследования пластовой нефти и газа X месторождения выполнены по пластам П2, Т1, Т2 и ДЮК.
Отбор глубинных проб не производился, подсчетные параметры приняты по аналогии с пластами (Т1, Т2) X месторождения. По результатам исследования свойств пластовых флюидов X месторождения можно заключить, что физико-химические характеристики нефти, газа и пластовой воды близки между собой по пластам (табл. 1).

Все пласты имеют однотипные физико-химические характеристики нефти и газа. Отличия, в основном, обусловлены влиянием изменения параметров пласта в части термобарических условий недр. Состав растворенного газа (ступенчатая сепарация), полученный при исследовании пластовых флюидов по пластам П2, Т1 и Т2, а также состав свободного газа (отобранного с устья скважины) — имеют однотипный компонентный состав, что позволяет предположить наличие «единой газовой залежи» (табл. 2).

Разгазированная нефть пластов X месторождения имеет схожий физико-химический состав и классифицируется как: среднесернистая (по ДЮК — малосернистая), парафинистая, смолистая (смолы+асфальтены), средняя по плотности, с незначительной вязкостью в пластовых условиях, с выходом светлых фракций до 46 % (табл. 3).

В ходе анализа положения газо- водо-нефтяных контактов залежей продуктивных пластов X месторождения был рассмотрен вариант геологической модели с единым уровнем ГНК — 1 661 м
и ВНК -1 682±2 м (1 670±3 м). Надо отметить, что для Шаимского НГР характерно погружение водонефтяного контакта в северо-восточном направлении. Для обоснования данной модели специалисты «геологи» использовали несколько аналитических методик, в совокупности, которые должны были подтвердить представление о строении и насыщении продуктивных пластов месторождения.
Согласно теоретическим представлениям, выделение газонасыщенных интервалов коллекторов может быть осуществлено путем сопоставления результатов исследований геофизическими методами РК после обсадки скважин (фоновый замер) и через определенное время, необходимое для расформирования зоны проникновения и восстановления газонасыщенности в прискважинной зоне [3]. Наличие увеличения показаний повторного замера нейтронного каротажа относительно фонового, является достаточным условием для отнесения интервала к газонасыщенному (рис. 3).
В то же время, отсутствие этого признака не является обязательным условием принадлежности пласта к водо- или нефтенасыщенной части разреза, тем не менее, начало расхождения между фоновой записью и повторной отмечается на глубине а.о. -1 660±2 м.

По двум скважинам 5 и 6 (рис. 4) выполнен газовый каротаж, основанный на изучении физическими методами содержания и состава углеводородных газов. Согласно данного метода исследования, резкое увеличение суммарного газосодержания начинается с глубин а.о. – 1 660±2 м., что дополнительно, с методами нейтронного каротажа подтверждает газонасыщенность коллекторов.

Дополнительно можно отметить, что повышенными показаниями часто отмечаются газонасыщенные прослои на кривых АК (LgА1/А2 и ΔТ) в скважинах 2, 3. Поскольку скважина 2 «старая» 1989 года бурения, сохранилась только запись LgА1/А2. Показания АК и нейтронного каротажа, не противоречат принятому положению ГНК на глубине а.о. -1 660±2 м, подтвержденному результатами испытаний в скважине 2.
Наличие газа в пласте П2 подтверждено результатами ПГИ от 17.07.2016 г. по скважине 7, где из перфорированных интервалов пласта П2 был получен дебит газа свыше 60 тыс. м³ (рис.2), также при испытании нижележащих интервалов пластов Т в скважинах 1, 2, 3 были получены притоки свободного газа, но для обоснования модели газовой шапки с нефтяной оторочкой требовались дополнительные аргументы, основывающие созданную авторами геологическую модель. На наличие в пласте П2 свободного газа в границах развития газовой шапки пластов Т1 и Т2 на тех же отметках, указывали и результаты инструментальных замеров текущего Рпл по скважинам 3 708, 3 828.
Так 21.12.2020 г. по скважине 3 708 проведен замер текущего Рпл в интервале 2 417–2 422 м
пласта П2, давление на верхние дыры перфорации при глубине спуска прибора 2 417 м. составило 100 атмосфер, значительно ниже начального. Снижение пластового давления свидетельствует о дренировании данного участка газовой шапки, что подтверждается работой скважины, накопленная добыча составляет свыше 2 млн. м³. По скважине 3 828 замеренное в интервале пласта П2 давление на ВДП составило ниже 80 атмосфер, что более чем в два раза ниже начального, что также свидетельствует о дренировании газовой шапки. Таким образом, результаты инструментальных замеров Рпл, и резулаты работы скважин 3 708, 3 828 находящихся в разных частях залежи, подтверждают наличие и дренирование газовой шапки пласта П2, а также принятый уровень ГНК.
Учитывая вышеуказанные факторы, для подтверждения единой гидродинамической системы в части положения ГНК и наличия газовой шапки, была построена модель мощности глинистой перемычки между рассматриваемыми пластами (рис. 5а.). Глинистая перемычка между проницаемой частью пластов П2 и Т1 в среднем составляет около 3 метров (изменяется от 0 м до 16,8 м). Между пластами Т1 и Т2 (рис. 5б.) глинистый раздел более значительный, в среднем составляет около 6 м (изменяется от 0 м до 27 м).

В результате анализа построенных моделей глинистый раздел не превышает 6 м и имеются зоны слияния (раздел менее 1 м), следовательно, можно говорить о том, что пласты П2, Т1 и Т2 представляют собой единую гидродинамически связанную систему [4].
Последующее бурение поисково-разведочных и эксплуатационных скважин подтвердили концепцию единых для всех терригенных пластов ГНК и ВНК (рис. 6).

Для подтверждения вывода о единой гидродинамической системе с пластами Тюменской и Даниловкой свиты (пласты Т и П) с единым уровнем ГНК, также был использован метод X-log, включающий в себя идентификацию различных фаз углеводородов с возможностью определения границы между «сухим» газом – «влажным» газом – газом – нефтью – тяжелой нефтью [5]. Фактор смачиваемости газа – Wetness Ratio (Wh) = 100 × (C2абс+С3абс+С4абс+С5абс)/(С1абс+C2абс+ С3абс+С4абс+С5абс) — основной индикатор типа флюида. Баланс – Balance Ratio (Bh) = (С1абс+C2абс)/ (С3абс+C4абс+iС4абс+C5абс) — служит для уточнения и подтверждения интерпретации по Wh. Характер – Character Ratio (Ch) = (C4абс+iС4абс+C5абс)/ С3абс — определитель характерного признака нефти. Если Ch меньше 0,5, то наблюдается газовый потенциал, а если больше 0,5, то наблюдается газ, связанный с нефтью. В таблице 4 приведены данные по интерпретации флюидных коэффициентов.

Для подтверждения вывода о единой гидродинамической системе с пластами Тюменской и Даниловкой свиты (пласты Т и П) с единым уровнем ГНК, также был использован метод X-log, включающий в себя идентификацию различных фаз углеводородов с возможностью определения границы между «сухим» газом – «влажным» газом – газом – нефтью – тяжелой нефтью [5]. Фактор смачиваемости газа – Wetness Ratio (Wh) = 100 × (C2абс+С3абс+С4абс+С5абс)/(С1абс+C2абс+ С3абс+С4абс+С5абс) — основной индикатор типа флюида. Баланс – Balance Ratio (Bh) = (С1абс+C2абс)/ (С3абс+C4абс+iС4абс+C5абс) — служит для уточнения и подтверждения интерпретации по Wh. Характер – Character Ratio (Ch) = (C4абс+iС4абс+C5абс)/ С3абс — определитель характерного признака нефти. Если Ch меньше 0,5, то наблюдается газовый потенциал, а если больше 0,5, то наблюдается газ, связанный с нефтью. В таблице 4 приведены данные по интерпретации флюидных коэффициентов.
На X месторождении по пластам П2, Т1 и Т2 были определены тип флюида и плотность по результатам газового каротажа в нефтяных скважинах, полученного в процессе бурения. Результаты расчета по методике X-log представлены в (табл. 5).

Для визуализации данные расчета фактора смачиваемости газа были вынесены на геолого-геофизическую характеристику (ГГХ) исследуемых скважин и представлены на рисунке 7. Из данных расчета можно сделать вывод о наличии гидродинамической связи исследуемых пластов в каждой скважине.
Дополнительно был проведено исследование по методике обобщенного показателя углеводородного состава, позволяющее определить тип флюида по результатам газового каротажа. Метод ОПУС рассчитывается по формуле: (С1отн испр*С2отн испр)/ (С2отн испр+С3отн испр) *2. В свою очередь С1отн испр = С1/(а), где, а это (С1отн+С2отн+С3отн)/100. Результат расчетов приведен в таблице 6.

Значения, полученные в результате расчета коэффициента Ch, определяющего фазовое состояние флюида в пластовых условиях, говорит о подтверждаемости наличия фазы продуктивного флюида. Газ, определяемый по коэффициентам Wh и Bh, связан с нефтью, что косвенно указывает на наличие многофазного насыщения и подтверждает модель пласта П нефтяной оторочки с газовой шапкой.