Особенности распределения начальных геологических запасов по площади и объему залежей углеводородов (УВ) в сложных геологических резервуарах, сформированных полифациальным комплексом отложений, приводят к низкой эффективности системы поддержания пластового давления (ППД), риску получения нерентабельных дебитов в скважинах, неоднозначности размещения эксплуатационных скважин и т.д. Для создания наиболее достоверной геологической модели объектов необходимо разрабатывать фациальную модель, которая позволяет обосновать изменчивость поведения коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС)
продуктивных пластов согласно условиям их формирования [1]. Поэтому в настоящий период большое внимание уделяется созданию фациальных моделей на основе комплексного анализа керна, геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсмических данных для прогноза и уточнения зон развития коллекторов с улучшенными фильтрационными свойствами.

Важным этапом в процессе создания фациальных моделей является разработка концептуальной седиментологической модели объекта и обоснование морфологии и размеров геологических тел в зависимости от условий их формирования. Для среднеюрского и верхнемелового полифациальных комплексов, где преобладают континентальные и переходные обстановки осадконакопления, наиболее важным является обоснование типов и размеров речных систем. Для нижнемелового комплекса (пласты АВ₁–АВ₄₋₅), верхнеюрского (Ю₁) и верхней части средней юры (Ю₂) с преобладанием мелководно-морских и прибрежно-морских условий значимым является установление типов дельтовой системы и особенностей мелководного побережья.
Далее рассмотрим характерные фациальные модели объектов, приуроченные к среднеюрскому (пласты Ю₂₋₉), верхнеюрскому (пласт Ю₁), нижнемеловому (пласты группы АВ₁–АВ₄₋₅) и верхнемеловому комплексу (пласты ПК).

Основой модели служит комплексная геолого-геофизическая концепция объекта, которая объединяет группы разномасштабных данных. Входными данными для создания фациальной модели (ФМ) являются следующие: региональные данные, лабораторные исследования керна, ГИС, результаты сейсмических исследований. На основе этих данных формируются фациальные модели разного уровня 1D, 2D и 3D, создание которых соответствует трем основным этапам работ. Процесс создания моделей выполняется в определенной последовательности.
На первом этапе выполняются седиментологические и биостратиграфические исследования, изучаются ихнофации, рассчитываются геохимические индикаторы, анализируются региональные карты и потенциальные геофизические поля. Основными результатами первого этапа работ являются так называемая одномерная модель и упрощенные фациальные эскизы только по скважинам с керном. По комплексным исследованиям керна получают информацию по геоэкологии, руководящим ихнофациям, уточняют границы пластов и циклитов по биостратиграфии, список микрофаций (выделенных по керну), основные обстановки осадконакопления, список укрупненных макрофаций и критерии их объединения, седиментологические колонки и атласы литотипов по скважинам с керном, статистическую характеристику литотипов по керну и ГИС.

Для Самотлорского месторождения были подготовлены две фациальные модели в разных стратиграфических интервалах: верхнеюрском (пласт Ю₁) и нижнемеловом (пласты АВ₁–АВ₄₋₅). В пределах пласта АВ₂¹⁻², отложения которого были сформированы в мелководно-морской обстановке, по данным керна и ГИС были выделены 3 основных фациальных региона: высокодинамичной зоны авандельты, умеренно динамичной зоны мелководного шельфа и низкодинамичной зоны удаленного шельфа (на уровне базиса спокойных волн). Трехмерный фациальный тренд явился основой распределения литологических разностей: крупнозернистых/мелкозернистых песчаников, алевролитов, глин, плотных прослоев и параметров ФЕС. Высокая проницаемость до 1–4 Д соответствует зоне авандельты (среднее 95 мД). В центральной умеренно динамичной зоне среднее значение проницаемости — 39 мД, а восточная часть залежи сложена низкопроницаемыми тонкослоистыми глинисто-алевролитовыми отложениями «рябчика» со средней проницаемостью 6 мД. Трехмерная фациальная модель (ФМ) группы пластов АВ1–АВ3 послужила основой подсчета запасов и размещения эксплуатационного фонда с целью разработки запасов низкопроницаемых отложений.

Особенности осадконакопления пласта ЮВ1 васюганской свиты выявили отчетливую связь между влиянием тектонических процессов и распределением фациальных ассоциаций продуктивного пласта (рис. 2). Анализ геолого-статистических разрезов (ГСР) позволил выделить в пределах площади четыре основных типа, связанных с фациальными ассоциациями пластов (рис. 2а). На качество пласта ЮВ¹ существенную роль оказали не только условия седиментации, но и тектонические постседиментационные деформации. Фации с ухудшенными ФЕС и низкой долей коллектора 15 % (зеленый цвет) расположены вдоль зоны горизонтальных сдвигов, которые представляют собой безамплитудные разломы и не фиксируются на временных разрезах [4].

В среднеюрском интервале разреза для пластов тюменской свиты было создано несколько ФМ в пределах Ханты-Мансийского автономного округа: от региональных двумерных моделей Уватского и Красноленинского районов для выявления наиболее перспективных фациальных зон до детальных трехмерных моделей с целью сопровождения эксплуатационного бурения. Для определения типов речных систем и параметров геометризации самого русла, руслового пояса и пойменной долины были привлечены данные керна, ГИС, результаты палеотектонических реконструкций и данные спектральной декомпозиции. По данным керна с определенной долей условности были определены следующие основные типы рек: спрямленные, ветвящиеся, меандрирующие и аностомозирующие, в каждой из которых особым образом формируются комплексы песчано-алевролитовых отложений.
При обосновании ширины руслового пояса особое внимание уделялось вопросам оценки глубины канала из-за врезания русла, аккумуляции и причленения к отложениям предшествующего русла по данным ГИС. Были проанализированы авторские формулы для расчета как минимум пяти исследователей (Collinson (1978), Lorenz (1985), Leeder (1973), Bridge and Tye (2000) и др.), но выбор остановился на работе Fielding, Grane (1987), где была получена связь глубины канала и ширины руслового пояса для различных пяти морфологических типов каналов. Поэтому в дальнейшем для каждого типа речной системы была использована своя формула расчета.

В нижней части разреза тюменской свиты (пласты Ю₈–Ю₉) преобладают ветвящиеся типы рек с шириной руслового пояса 600–1 000 м, глубина которых существенно варьирует от 2 до 12 м. Вверх по разрезу в зависимости от палеорельефа (пласты Ю₅–Ю₇) развиваются широкие системы меандрирующих рек шириной по 2–3 км при глубине русла 3–18 м. Вышеуказанные типы речных систем имеют характерные отображения в сейсмических образах. В верхней части разреза (пласты Ю₃–Ю₄) характерно развитие сети мелких разветвленных приливно-отливных каналов глубиной 0,7–4,8 м, их прогнозирование по площади по данным сейсмических исследований будет невозможно.
В целом по разрезу тюменской свиты преобладает трансгрессивный фациальный ряд. В условиях резко расчлененного рельефа в нижней части разреза повсеместно формируются аллювиальные конусы выноса, опоясывающие выступы фундамента. Анализ палеотектонического развития территорий в комплексе с данными керна и ГИС позволяет сформировать схему палеорусел и водных потоков в рельефе фундамента, которые унаследованно развиваются вверх по разрезу. Следует отметить, что в процессе геологического развития происходила трансформация типов речных систем от спрямленных и ветвящихся в пластах Ю₈₋₉ до меандрирующих русел в пластах Ю₄₋₇. В этот период формировались мощные песчаные тела русловых тел различной морфологии. В кровле тюменской свиты на смену меандрирующих русел приходят условия приливно-отливной низменной равнины с широким развитием маломощных анастомозирующих каналов — и размеры геологических объектов резко сокращаются (пласт Ю₃₋₄). Для пласта ЮК₂ характерно развитие прибрежно-морских фаций дельтового комплекса (рис. 3).

Макрофации, выделенные по керну скважин, в дальнейшем используются для распознавания методами ГИС в скважинах без отбора керна. В общем схема делится на 3 основных этапа: подготовка, типизация разреза — распознавание нейронными сетями (через карты кохонена, вейвлет преобразования) и получение матрицы вероятности выделения каждой фации. В результате получается ряд нечетких множеств, среди которых для континентальных отложений с большой долей уверенности по значения гамма-каротажа можно выделить фацию русел и
поймы (рис. 4). Характеристика ФЕС макрофаций в разрезе тюменской свиты позволяет выделить наиболее привлекательные — это отложения заливной дельты, русел и песков разлива, где доля коллектора достигает 75 %, а бесперспективными являются отложения поймы и центральной части залива, в которых доля коллектора не превышает 2–3 %.

Обобщенные данные по разработке субконтинентального комплекса отложений уже доказали прямую взаимосвязь накопленной добычи с песчанистостью и фациями пласта. Наиболее привлекательные фации имеют высокий коэффициент песчанистости, который напрямую зависит от плотности и сообщаемости песчаных тел (рис. 5).

Интерпретация сейсмических данных и прогноз геолого-геофизических параметров в среднеюрском нефтегазоносном резервуаре ограничены разрешающей способностью сейсморазведки и особенностями данного комплекса. Высокая расчлененность разреза, неоднородность коллекторов, наличие тонких углистых пропластков и отсутствие выдержанных глинистых прослоев существенно осложняют межскважинную и фазовую корреляцию отражающих горизонтов (ОГ).
Единственным надежным сейсмогеологическим репером для данного комплекса является ОГ Б, приуроченный к кровле баженовской свиты (рис. 6а). Фазовая корреляция всех нижележащих ОГ по кровлям пластов Ю₂–Ю₇ затруднена и носит большую долю условности. Стратификация кровли кристаллического фундамента (ОГ А) по скважинным данным и ГИС не вызывает затруднений, но корреляция ОГ А осложнена в связи с высокой плотностью тектонических нарушений, пронизывающих кровлю фундамента и нижнюю часть осадочного чехла (рис. 6б).

Наличие маломощных невыдержанных углистых пропластков оказывает существенное влияние на характер волновой картины в интервале тюменской свиты (рис. 6б). Создание синтетического временного разреза, где было исключено влияние углей, показало, что фактически весь изучаемый интервал представляет собой слабоконтрастную сейсмогеологическую толщу. Отмеченные особенности затрудняют не только создание структурно-тектонической модели объекта, снижают достоверность палеотектонических реконструкций территории, но и ограничивают возможности прогноза геолого-геофизических параметров резервуара по сейсмическим атрибутам и данным спектральной декомпозиции.
Однако на одном из участков моделирования, который характеризовался контрастным палеорельефом на всем протяжении формирования среднеюрского комплекса осадков, удалось получить взаимосвязи между фациальными группами и сейсмическими фациями. На основе комплексного анализа керна, ГИС и сейсмофаций была создана фациальная модель пластов Ю₂₋₉ которая показала существенное перераспределение эффективных нефтенасыщенных толщин по площади залежи относительно детерминированной модели подсчета запасов
2017 г. (рис. 7а, б). На основании фациальной модели были выделены русловые тела, что привело к изменению песчанистости, контуров перспективных районов и дальнейшей корректировке эксплуатационного фонда скважин.
Достоверность ФМ была оценена по результатам последующего бурения. Дальнейший период эксплуатации показал высокую подтверждаемость основных параметров модели: распределение эффективных и нефтенасыщенных толщин, ФЕС, профилей добычи.

В интервале покурской свиты было создано несколько трехмерных ФМ для газонасыщенных пластов ПК1 в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа. Целью создания было выявление зон высокой проводимости пластов для контроля прорывов воды и прогноза зон повышенной обводненности по площади газовых залежей [2].
Седиментологический анализ керна и ГИС подтверждает полифациальное строение пласта ПК1 и схожесть с условиями формирования верхних пластов тюменской свиты. Здесь также фиксируются переходные и прибрежно-морские обстановки со сложной формой морского побережья (рис. 8).
В пласте выделяются разные типы разрезов — от цикличного до монолитного строения, причем количество циклитов варьирует от 3 до 4 на разных месторождениях. Общая трансгрессивная направленность разреза обусловила изменение типов речных систем от меандрирующих русел в подошве пласта до разветвленной сети маломощных каналов и ручьев в верхней части разреза (рис. 8б, в). Кровля пласта повсеместно сформирована в условиях влияния морского бассейна. Снизу вверх отмечается снижение эффективных толщин, песчанистости, ухудшение ФЕС. Выявлена следующая общая закономерность: повышенные темпы обводненности продукции скважин фиксируются в зонах развития монолитного строения пластов с отложениями русловых тел, которые представляют собой высокопроницаемые интервалы пласта.

В завершении необходимо коротко отметить некоторые закономерности вторичных изменений пород — коллекторов. По данным петрографических исследований керна и результатам стадиального анализа, наибольшие изменения характерны для верхне-, среднеюрских отложений. Здесь наиболее распространены следующие эпигенетические преобразования первичного осадка: карбонатизация, сидеритизация, пиритизация, растворение и регенерация зерен, хлоритизация и др. Наибольшая степень преобразования затрагивает первично привлекательные высокопоровые отложения речных систем в нижней части тюменской свиты и верхнеюрские отложения, существенно ухудшая ФЕС первичных коллекторов. Поэтому в данных комплексах повсеместно отмечается высокая доля (до 7–10 %) плотных карбонатизированных пропластков. Верхнемеловые отложения (пласт ПК₁) в меньшей степени подверглись вторичным изменениям, и общее содержание карбонатизированных интервалов здесь не превышает 1–2 %. Указанные особенности следует учитывать при моделировании литологии юрских пластов, для которых необходимо создание двух моделей: первичного и измененного коллектора [3].