Среднеботуобинское месторождение расположено в пределах Мирнинского выступа Непско-Ботуобинской антеклизы Республики Саха (Якутия). Месторождение является одним из крупнейших по запасам нефти и газа в Восточной Сибири. В 1970-х гг. здесь впервые на Сибирской платформе была доказана промышленная нефтегазоносность вендских и кембрийских отложений в крупных масштабах, и месторождение стало полигоном для отработки технологий бурения и вскрытия продуктивных горизонтов в условиях аномально низких пластовых давлений и низких температур. Однако до недавнего времени центром изучения являлись терригенные отложения венда — ботуобинский горизонт, где сосредоточена большая часть запасов. Изучению карбонатных отложений кембрия (осинского и юряхского горизонтов) уделялось гораздо меньше внимания — опытно-промышленная эксплуатация и апробация технологии добычи из низкопроницаемых карбонатных отложений начата только в 2018 г. (осинский горизонт). Запасы юряхского горизонта на данный момент не числятся на Государственном балансе, однако в ряде скважин наблюдались различные признаки продуктивности (нефтенасыщенный керн, незначительные притоки углеводородов при испытании и опробовании). В результате проведенных геологоразведочных работ в 2019–2020 гг. в непосредственной близости от Среднеботуобинского месторождения открыто несколько месторождений, основные запасы которых сосредоточены в отложениях юряхского горизонта. В данной работе изучено геологическое строение и оценен ресурсный потенциал юряхского горизонта в пределах Среднеботуобинского месторождения.

Юряхский горизонт приурочен к кровле вендско-нижнекембрийского карбонатного комплекса, перекрывающегося галогенно-сульфатно-карбонатными породами билирской свиты. От вышележащего осинского горизонта его отделяет небольшая карбонатная пачка в подошве билирской свиты мощностью от 0,5 до 5,2 м, составляя в среднем 3 м (рис. 1).

В юряхское время на территории Среднеботуобинского месторождения в обстановке мелководного шельфа накапливались неоднородные по составу преимущественно хемогенные карбонатные отложения, в различной степени обогащенные алевритовой примесью и органогенно-обломочными разностями [3].
Юряхский горизонт и его стратиграфический аналог (усть-кутский — рис. 2) повсеместно распространены на территории Непско-Ботуобинской антеклизы и представлены доломитами и известняками, нередко породы в различной степени сульфатизированы и засолонены [4]. В пределах горизонта выделены два основных циклита — Ю-I+Ю-II (Ук-I) и Ю-III (Ук-II), разделенных между собой глинистой перемычкой мощностью до 20 м.

В пределах Среднеботуобинского месторождения пласт Ю-I+Ю-II имеет относительно выдержанную мощность — общие толщины изменяются от 33,2 до 40,9 м, составляя в среднем 37,3 м. Литологически пласт представлен преимущественно глинистыми и известковистыми доломитами, реже известняками, также встречаются ангидриты и доломитовые мергели. Маломощная перемычка между пластами Ю-I и Ю-II толщиной от 0,4 до 1,4 м уверенно прослеживается на всей территории месторождения. Литологически она представлена глинистыми и сульфатизированными доломитами. В пределах Среднеботуобинского месторождения данная перемычка не может являться флюидоупором вследствие своей маломощности. Однако в северо-западном районе Непско-Ботуобинской антеклизы ее толщина достигает 5–7 м и она разделяет пласт
Ю-I+Ю-II на два гидродинамически изолированных объекта (рис. 2).

Пласт Ю-III однозначно выделяется в нижней части юряхской свиты, общая мощность пласта стабильна на всей территории месторождения и изменяется от 17 до 31 м, составляя в среднем 22,2 м. Литологически пласт представлен доломитами светло-темно-
серыми и известковистыми. На большей части месторождения пласт представлен плотными непроницаемыми породами. Между пластами Ю-I+Ю-II и Ю-III развита пачка глинистых доломитов верхнеюряхской подсвиты. Мощность перемычки изменяется от 8 до 13 м, составляя в среднем 10 м.

Отличительной особенностью строения пласта Ю-III для данной территории является наличие органогенных построек (биостромов), приуроченных к выступам фундамента. По данным керна скважины Сбт-ХП биостромы представлены кавернозными дендролитами — окаменелыми останками водорослей, на поверхности которых развивались известьосаждающие бактерии. Некоторые исследователи отмечают, что скважины, давшие значительные притоки углеводородов из юряхского (усть-кутского) горизонта, пробурены как раз в зонах погребенных выступов фундамента [2]. Можно предположить, что в юряхское время выступы фундамента были ярко выражены в рельефе, в пределах которых активно формировались биогермные постройки и накапливались продукты их разрушения. Можно предположить, что распространение коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в пласте Ю-III ожидается только в пределах выступов фундамента, и по мере удаления от них ФЕС резко ухудшаются. На Среднеботуобинском месторождении это предположение подтверждается данными скважин. На большей части месторождения пласт Ю-III представлен непроницаемыми микрокристаллическими доломитами, и только в скважинах Сбт-ХП и Сбт-3Х, приуроченных к выступам фундамента, выделяется коллектор мощностью до 11 м (при общей мощности пласта 20 м).

По данным сейсморазведки МОГТ 3D выступы фундамента отображаются на горизонтальных срезах кубов разных модификаций как кольцевые элементы и картируются довольно четко. Одним из прогнозных параметров для выделения и геометризации зон распространения органогенных построек в межскважинном пространстве выбран структурный параметр, а именно карта углов наклона по кровле фундамента. Структурный фактор, контролирующий области развития органогенных построек, является основным. Комплексная интерпретация данных керна, ГИС и сейсморазведки позволила выделить предполагаемые области развития органогенных построек. В пределах Среднеботуобинского месторождения выявлено несколько небольших зон, аналогичных районам скважин Сбт-ХП и Сбт-3Х (рис. 3), где можно прогнозировать улучшенные ФЕС и углеводородное насыщение в интервале нижнеюряхского горизонта.

Продуктивность юряхского горизонта доказана на группе месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы [1]. Залежи имеют нефтяное, газонефтяное и газовое насыщение. Ближайшими месторождениями с доказанной промышленной нефтегазоносностью являются Курунгское, Кыттыгасское, Иктехское и Верхневилючанское. Дебиты газа на данных месторождениях после соляно-кислотной обработки (СКО) достигают 504 тыс. м³/сут (Иктехское), а нефти до 30 м³/сут (Верхневилючанское). пределах Среднеботуобинского месторождения в ряде поисково-разведочных скважин из пластов Ю-I+Ю-II и Ю-III получены притоки углеводородов (нефти, газа и конденсата). Максимальный дебит нефти составил 5,5 м³/сут, газа 55,95 тыс. м³/сут.

В пласте Ю-III, как было отмечено ранее, проницаемые интервалы приурочены преимущественно к зонам развития органогенных построек, за их пределами пласт непроницаем или слабо проницаем. Проницаемые интервалы в пласте Ю-I+Ю-II распространены повсеместно, однако породы характеризуются довольно низкими ФЕС. Как видно из гистограммы, более 61 % образцов характеризуются проницаемостью менее 2 мД. Исходя из этого, была оценена зависимость Кпр(Кп) с целью отнесения запасов к трудноизвлекаемым (ТрИЗ). Полученная зависимость удовлетворяет всем требованиям приказа: пласт освещен керном равномерно по площади и по разрезу, количество образцов 849, вынос керна из интервалов отбора составляет более 75 %. Коэффициент корреляции связи Кпр(Кп) — 0,88. Отнесения запасов пласта Ю-I+Ю-II к ТрИЗ позволяет снизить налоговую нагрузку на недропользователя посредством получения льготы со стороны государства, что может сделать будущую разработку пласта более рентабельной.

При анализе результатов исследования керна пласта Ю-I+Ю-II по разрезу замечено, что на ФЕС значительное влияние оказывают вторичные преобразования: частичное засолонение коллектора, которое развито преимущественно в верхней части пласта, соответствующей зоне продуктивного насыщения. Несмотря на это, в кровельной части по данным керна выделен интервал с относительно высокими значениями Кпр. Данный интервал охарактеризован керном в пяти скважинах, в трех из которых признаки засолонения отсутствуют. В скважинах, разрез которых представлен доломитами без признаков засолонения, среднее значение Кпр составляет 8,5, 61,7 и 144,4 мД соответственно, а в скважинах с выявленными признаками засолонения Кпр составляет 0,6 и 1,0 мД соответственно.

Для оценки величины ресурсов проинтерпретированы материалы ГИС и проанализированы данные керна по всем скважинам месторождения и части скважин сопредельных участков. В процессе оценки ресурсов обозначилась высокая степень неопределенности при установлении характера насыщения, которая связана с неоднозначностью определения критического значения УЭС (УЭСкр). При построении графика сопоставления пористости, УЭС и результатов испытания использовались данные с учетом осинского горизонта ввиду недостаточного количества собственных испытаний. Величина УЭСкр, характеризующая безводные притоки газа или нефти, изменяется в зависимости от величины Кп: от 114,4 Омм (при Кп = 0,076 д.ед.) до 215,9 Омм (при Кп = 0,156 д.ед.). В диапазоне от 50,7 Омм (при Кп = 0,096 д.ед.) до 215,9 Омм (при Кп = 0,156 д.ед) может быть получен как чистый однофазный приток продукта или воды, так и двухфазный приток газа или нефти и воды.

При интерпретации ГИС юряхского горизонта только в 17 % пропластков насыщение определено как «нефть» либо «продукт», по остальным скважинам насыщение определено как «неясно».
По данным ГИС в скважине Сбт-ХХ4Р однозначно определить положение ВНК не представляется возможным, ввиду обширной зоны неоднозначности УЭС, однако в скважине проведены промысловые геофизические исследования по определению интервалов и состава притока. По данным промысловых геофизических исследований притоки воды отмечаются ниже абсолютной отметки 1197 м, по данным испытаний из интервалов 1181,5–1189 м и 1194–1207,5 м получен приток нефти дебитом 3,9 м3/сут и воды дебитом 24,6 м3/сут. По данным ГИС коллекторы характеризуются высокими значениями УЭС, признаки воды ниже условного ВНК по данным ГИС отсутствуют. УВНК в скважине принят на а.о. 1196,3 м по подошве последнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора.
Высокие значения УЭС в водонасыщенных прослоях юряхского горизонта могут объясняться большими зонами проникновения и особенностями литологии, а именно включениями ангидритов, кристаллов сульфатов, соли и битума.

В пласте Ю-I+Ю-II коллекторы имеют практически повсеместное распространение, выделены три залежи нефти, продуктивность которых определена по данным керна, испытаний и ГИС. Учитывая особенности строения пласта Ю-III, залежи можно прогнозировать только в районе выступов фундамента, выделенных по данным сейсмики МОГТ 3D.
Для уточнения геологического строения месторождения недропользователем были проведены дополнительные сейсморазведочные работы МОГТ 3D в западной части месторождения, ранее не изученной сейсморазведочными работами МОГТ 3D полностью. В результате был выделен целый ряд зон выступов фундамента, в которых можно прогнозировать залежи углеводородов с улучшенными ФЕС. На основе этих данных в период 2022–2026 гг. в выделенные перспективные зоны запланированы к бурению четыре поисковые скважины, целевым объектом которых являются пласты юряхского горизонта Ю-I+Ю-II и Ю-III (рис. 4).

По результатам проведенной оценки основные ресурсы юряхского горизонта сосредоточены в пласте Ю-I+Ю-II. В пласте Ю-III залежи имеют ограниченное распространение и приурочены только к зонам выступов фундамента.
Для дальнейшего детального изучения пластов юряхского горизонта с целью уточнения его углеводородного потенциала и добычных возможностей необходимо продолжать отбор и лабораторные исследования керна, проб пластового флюида и проведение специальных методов ГИС.