Актуальность работ обусловлена низкой эффективностью текущих подходов к разработке нетрадиционных коллекторов, связанной со сложной локализацией запасов, нестабильными дебитами и быстрым снижением пластового давления. На рассматриваемом месторождении залежь пласта ЮК1 введена в разработку с 1980 г. на двух участках в купольной части двух локальных поднятий. С целью разработки методических подходов и критериев локализации потенциально продуктивных зон (ППЗ) был выполнен анализ продуктивности изучаемого объекта и оценено влияние трещиноватости на величину максимальных дебитов нефти.
В настоящей статье представлены результаты детальных комплексных исследований керна 11 скважин с расширенным комплексом геофизических исследований скважин (ГИС), включая анализ трещиноватости разреза и результаты промыслово-геологических исследований, которые в последующем легли в основу локализации углеводородов (УВ) по результатам трехмерного геологического моделирования в пределах тестового полигона рассматриваемого месторождения.

Анализ трещиноватости выполнен на основе изучения полноразмерного керна, шлифов, микротомографии, ГИС [1]. Для выделения интервалов трещиноватости по данным ГИС совместно с керновой информацией (рис. 6) использованы: данные акустического широкополосного каротажа (АКШ) (быстрая и медленная поперечная волна, волна Стоунли, фазокорреляционная диаграмма (ФКД); электрические микроимиджеры; газовый каротаж, скорость проходки, испытания. По данным ГИС выделены 3 группы пород: трещиноватые, потенциально трещиноватые и не трещиноватые. При сопоставлении трещин с петротипами выявлена максимальная концентрация трещин в интервалах глинисто-кремнистых и кремнистых пород пласта ЮК0 (ПТ 6, 8) и карбонатных пород пласта ЮК1 (ПТ 10).

По комплексу геолого-промысловых данных проведена генетическая типизация трещин, выделены группы эндогенных (нетектонические + тектонические) и техногенных трещин [2]. По данным микросканеров (FMI) к группе литогенетических трещин отнесены трещины с углами менее
30 градусов, с углами более 30 градусов — к группе тектонических трещин. Естественные тектонические трещины, склонные к реактивации, укрупнены в две сквозные системы:
• азимут простирания 168°, угол падения 70° — преобладает по интенсивности в ЮК0;
• азимут простирания 277°, угол падения 52° — преобладает по интенсивности в ЮК1.
1D-модель трещиноватости пластов БАК включает 5 зон, отличающихся геометрией и плотностью трещин:
• зона 1: высокоуглеродистая толща ЮК0 (пачки 3Т–6Т, содержит ПК);
• зона 2 низкоуглеродистая толща ЮК0 (пачки 1Т+2Т, содержит ЕК);
• зона 3: кора выветривания (КВ) в кровле ЮК1 (КВ, коллектор);
• зона 4: глауконитовые породы пласта ЮК1 (коллектор пачки 2А);
• зона 5: глинистые отложения пачки 1А пласта ЮК1 с линзами ЕК.
Линейная плотность трещин по данным FMI варьирует по зонам в диапазоне 0,125 (пачки 3Т–6Т) — 0,83 т/м (КВ), средняя длина трещин варьирует в диапазоне 35–100 м, апертура 0,00004 м (данные керна). Интенсивность трещин по латерали связана с тектоническими условиями формирования комплекса БАК (зон тектонического напряжения). Тренд площадной интенсивности трещин получен по результатам 3D сейсмо-геологического и геомеханического моделирования.

Высокие неопределенности входных данных по геометрии трещин снижены по результатам настройки трещинной проницаемости секторной гидродинамической модели (ГДМ) на фактические параметры добычи до получения корректных результатов адаптации. Средняя величина трещинной проницаемости по зонам секторной модели составила:
1 — (3Т–6Т) ЮК0 — 0,8 мД,
2 — (1Т–2Т) ЮК0 — 3 мД,
3 — (КВ 2А) ЮК₁ – 70 мД,
4 — (низ 2А) ЮК₁ — 15 мД,
5 — (КВ 2А) ЮК₁ — 12 мД.
Результаты геолого-геофизического моделирования использованы при построении детальной геологической модели двойной среды, достоверность которой подтверждена данными промысловых трассерных и геофизических исследований скважин (дебитометрия, профилеметрия) [3].
При разбуривании месторождения юрские отложения были объединены в один эксплуатационный объект, что определило наличие небольшого совместного фонда на пласты ЮК₁ и ЮК₂₋₉.
В настоящем пласт ЮК₁ является возвратным объектом после отработки фонда на объекте ЮК₂₋₉. Максимальная продуктивность скважин на ЮК₁ связана с зонами трещиноватости в сводах структур, а на ЮК₂₋₉ с участками развития русловых фаций (рис. 7).

В 2016–2017 гг. на 12 участках месторождения проведены трассерные исследования (рис. 8, 9), необходимые для контроля эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) объекта ЮК2–9. Фонд закачки и наблюдений включил 70 скважин, из них 22 скважины (31 %) перфорированы на пласт ЮК₁ (самостоятельный, совместный). Наблюдения меченой жидкости в скважинах с перфорацией пласта ЮК₁, закачанной в фонд ППД объекта ЮК₂₋₅, подтвердили флюидодинамическую связь объектов ЮК₁ и ЮК₂₋₅
по трещинам. Направления площадных систем трещин в интервале БАК-ЮК₂₋₅ по данным трассеров (Кпр > 5Д) и FMI совпали, что подтвердило правомерность геометрии трещин в 3D-модели пластов БАК.

Контроль за выработкой запасов нефти объекта ЮК₁ в период разработки осуществлялся методами промыслово-геофизических исследований (ПГИ). Данные ПГИ использовались как при обосновании петротипов (литотипов) ЕК, так и при настройке продуктивности трещинных зон в секторной гидродинамической модели двойной среды (нет КВД).
На рисунке 10 представлена схема по 4 скважинам с отражением приточных интервалов в перфорированном разрезе БАК по данным ПГИ.

В пласте ЮК0 приточные интервалы в основном связаны с петротипами радиоляритов (ЕК ПТ6), глинисто-кремнистых пород (ЕК ПТ8) и чаще на границе контрастной хрупкости с карбонатами (НК). В пласте ЮК1 приточные интервалы объединяют карбонаты и граничные с ними породы. Основной приток по разрезу всех скважин получен из кровли пласта ЮК1 (слой КВ). В таблице 1 приведена оценка коэффициента работающих толщин по пластам и зонам трещиноватости скважин месторождения (Крт = Hпритока по фильтру/Нперфорации). Величины Крт, интенсивности притока подтвердили правильность разделения разреза БАК на 5 зон с разной интенсивностью трещиноватости. С максимальной производительностью работает кровля 2А (КВ) — зона трещиноватости 3 (Крт = 0,43, интенсивность 44 % от общего притока). Приточность других зон трещиноватости характеризуют более низкие величины параметров: зона 2 (2Т+1Т) — Крт = 0,14, интенсивность 18 %, зона 4 (2А) — Крт = 0,23, интенсивность 31 %, зона 5 (1А) — Крт = 0,2, интенсивность 7 %.

Разная продуктивность зон отражает сложную природу нетрадиционного естественного коллектора, сочетающего породы с гидродинамической связью пустотного пространства и без нее, но содержащие свободный флюид.