Газонасыщенные ачимовские отложения характеризуются сложным фациальным строением. Осадочный материал, слагающий ачимовские резервуары, в процессе переноса турбидитными потоками с суши в глубоководное море многократно перемешивался и образовывал насыпи различной формы [1]. В таких изменчивых геологических условиях оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по данным методов геофизических исследований скважин (ГИС) становятся напрямую зависимой от полноты и охвата геолого-геофизической информации (в частности, от отбора и изучения кернового материала) по площади изучаемых объектов.
Так, в процессе современного эксплуатационного бурения и сопутствующих исследований в интервале пласта Ач₆¹ Восточно-Уренгойского лицензионного участка, по мере накопления информации, стало очевидным, что текущая петрофизическая модель не отражает в полной мере все разнообразие свойств и литологического состава потенциально газонасыщенных пород.
При бурении одной из последних скважин в интервале пласта зафиксирована аномалия газового каротажа (до 7 % относительных), при этом лабораторные исследования керна показали, что пласт в основном сложен песчаниками тонкозернистыми алевритовыми с абсолютной проницаемостью
менее 0,1 мД [2].
Согласно текущей петрофизической модели, литологические разности песчаников с такой низкой проницаемостью относились к неколлекторам и не учитывались при геолого-гидродинамическом моделировании. Анализ фотографий керна девяти скважин также показал наличие светлых песчаников в интервалах, ранее характеризующихся как неколлектор, напротив них эпизодически отмечается свечение керна в ультрафиолетовом свете, что косвенно также подтверждает наличие как минимум тяжелой фракции углеводородного газа.
Наличие газа, даже в небольшом количестве, в низкопроницаемых песчаниках ставит вопрос о пересмотре петрофизической и геологической моделей с выделением отдельной категории пород — субколлекторов.

Принцип выделения однородных интервалов (без видимой слоистости) по данным ГИС на основе анализа фотографий керна подробно описан в предшествующей работе [2].
В данной публикации основной акцент направлен на разделение однородных песчаников на коллектор и субколлектор, а также оценку их ФЕС.
Стоит начать с того, что в сложившейся практике петрофизического моделирования коллектором считается порода, динамическая пористость (Кп.дин) которой соответствует условию Кп.дин > 0. Коэффициент динамической пористости определяется согласно выражению:

где К_п.эф — коэффициент эффективной пористости, который выражается как:

В текущей петрофизической модели параметром, контролирующим границу «коллектор-неколлектор», принят коэффициент проницаемости, являющийся функцией от коэффициентов общей (К_п) и эффективной пористости. При этом минимальная эффективная пористость для газонасыщенных коллекторов обоснована на уровне 0,05 д. ед.
Для расчета динамической пористости используется такой важный параметр, как коэффициент остаточной газонасыщенности (К_го), который принят равным 0,21 д.ед. по данным ОФП экспериментов. Применение данного параметра приводит к тому, что любые литологические разности, отвечающие условию К_г <· К_го, считаются неколлектором.
При этом согласно «Методическим рекомендациям по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом» (В. И. Петерсилье), порода, содержащая газ, является «коллектором» при наличии эффективной пористости (К_п.эф>0) [3]. Другими словами, коллектором может считаться порода, содержащая даже минимальное количество газа. Противоречие методических рекомендаций и сложившейся практики, а также вопрос корректности лабораторной оценки Кго по данным ОФП экспериментов при стационарной фильтрации являются предметом дополнительного изучения. В данной работе коллектором будет считаться порода, отвечающая условию К_п.дин > 0 (К_п.эф > 0,05 д. ед.), а субколлектором — 0 < К_п.эф < 0,05 д.ед.
Для оценки газонасыщенности литотипов (коллекторов и субколлекторов) пласта Ач₆¹ разработаны электрическая и капиллярная модели. Электрическая модель основана на уравнении Дахнова-Арчи с получением индивидуальных зависимостей параметра насыщения (Р_н) от коэффициента водонасыщенности (К_в) и параметра пористости (Р_п) от коэффициента пористости (К_п).
Для литотипа коллектора характерны коэффициент m = 1,96 для связи «Р_п-К_п» и коэффициент n = 1,56 для связи «Р_н-К_в», данные значения типичны для низкопроницаемых отложений ачимовской толщи (рис. 1а).
Анализ электрических свойств образцов керна субколлекторов показал необходимость дополнительного разделения данного литотипа на подтипы (рис. 1а). Субколлектор первого типа характеризуется коэффициентами m = 1,88 и n = 4,42. Для субколлектора второго типа зависимость «Р_п-К_п» описана модифицированным уравнением В.Г. Мамяшева [4] с коэффициентами a = 1,81, b = 0,06, m = 1,91, зависимость «Рн-Кв» описана стандартным уравнением с коэффициентом n = 3,13.

Разделение субколлекторов на подтипы впоследствии нашло отражение и на зависимости «К_пр-К_п-К_п.эф», граница между ними фиксируется на уровне Кп.эф = 0,04 д.ед. (рис. 1б).
Оценка водонасыщенности по высоте залежи проводилась в соответствии с принципами авторской динамической капиллярной модели [5]. Для построения капиллярной модели применялись результаты лабораторных исследований остаточной водонасыщенности методом центрифугирования.
Основой динамической капиллярной модели является уравнение зависимости коэффициента водонасыщенности (К_в на каком-либо режиме дренирования при Р_с от 1 до 15 атм.) от остаточной водонасыщенности (К_во на последнем режиме при Р_с = 20 атм.):

где a и b — коэффициенты аппроксимации, которые определяются для каждого режима дренирования (рис. 2).

Следующий этап разработки динамической капиллярной модели связан с построением аппроксимационных зависимостей коэффициентов a и b от капиллярного давления на всех режимах дренирования и зависимости К_во от К_пр (рис. 2б). Аппроксимированные зависимости a=f(P_c), b=f(P_c), К_во=f(К_пр) в последующем подаются в уравнение (3) для расчёта К_в по высоте залежи.
Предварительный анализ исходных данных показал, что, в отличии от электрической модели, динамическая капиллярная модель не требует дифференциации лабораторных данных по литотипам. Однако, для ее реализация необходима оценка К_пр по данным ГИС, также данный параметр используется для литологической типизации в соответствии с рисунком 1б. Традиционно оценка Кпр является нетривиальной задачей в петрофизике, в данной работе её решение связанно с фациальными условиями формирования и геологическим строением пласта А₆¹.

Пласт Ач₆¹ делится на две пачки — Ач₆¹⁻¹ и Ач₆¹⁻⁰, обе пачки имеют повсеместное распространение в пределах изучаемого района работ. Толщины пачек изменяются от 2 до 45 м, максимальные значения наблюдаются в северной части. Увеличение толщин отмечается с запада на восток. Пачка Ач₆¹⁻⁰ сверху перекрывается достаточно мощной толщей (более 10 м) аргиллитов и алевролитов глинистых микрослоистых, массивных, часто с пластическими деформациями. Подошва пачки Ач₆¹⁻⁰ по многим скважинам была проведена неоднозначно по песчаникам карбонатизированным.
Литолого-фациальный анализ, проведенный на основе изучения кернового материала, показал, что отложения пласта Ач₆¹ формировались на пологом склоне, преимущественно в средней и дистальной частях конусов выноса, представлены песчаными осадками подводных русел и прирусловых валов, песчано-алевритовыми осадками лопастей и преимущественно глинистыми отложениями с небольшой долей песчаных прослоев межрусловых площадей (рис. 3) [6, 7].
Наиболее высокими ФЕС обладают породы распределительных каналов турбидитов, проксимальных частей лопастей турбидитной системы.

Для прогнозирования геологических условий формирования отложений пласта Ач₆¹
проведен спектральный анализ волнового поля, вследствие чего получена карта RGB-смешивания по кубу спектральной декомпозиции (частоты 20, 35, 50Гц). На картах рисунка 4 возможно проследить очертания распределительных каналов, но не контуры конусов выноса. При этом выделяются три отдельных лопасти турбидитов, наиболее «ярко» идентифицируются каналы турбидитов в северной лопасти, что, возможно, связано с унаследованным развитием их со времен окончания баженовской свиты, так как каналы северной линзы по площади практически совпадают с контурами аномального разреза бажена.

На рисунках 4в и 4г, а также финальных фациальных картах рисунка 5 отражено распределение по площади скважин с керном (красным и голубым цветом). Скважины, отмеченные красным цветом, вскрыли предположительные распределительные каналы турбидитов и проксимальные области лопастей турбидитной системы. Скважины, вскрывшие межрусловые площади, дистальные области лопастей турбидитной системы отмечены голубым цветом.

Принадлежность скважин к той или иной фациальной обстановке спроецирована в поле параметров К_пр и К_п — рисунок 6, цветовой код точек аналогичен рисункам 4 и 5. Как видно из рисунка, зависимость имеет явную дифференциацию, что позволят провести два отдельных тренда и более достоверно оценить проницаемость при интерпретации данных ГИС, выделить литотипы и оценить их насыщенность по капиллярной модели.

На рисунке 6 отражены также граничные функции литотипов по аналогии с рисунком 1, позволяющие увидеть, что нижний тренд межрусловых площадей и дистальных областей лопастей соответствует зоне субколлекторов второго типа. Верхний тренд распределительных каналов турбидитов и проксимальных областей лопастей турбидитных систем представлен всем диапазоном литотипов, в том числе и коллектором, газонасыщенность которого подтверждена результатами испытаний двухпаркерной системой ОПК.
На рисунке 7 представлены примеры реализации обновленной петрофизической модели пласта Ач₆1. Скважина на рисунке 7а — один из примеров, послуживших поводом к пересмотру петрофизической модели по причине наличия слабой аномалии газового каротажа при абсолютной проницаемости пород ниже 0,1 мД. Скважина на рисунке 7б относится к лучшей фациальной обстановке, в разрезе пачки Ач₆^1-0 отмечаются интервалы коллектора с проницаемостью до 1 мД.