Ключевые особенности и сложности интерпретации ГИС ачимовских отложений
Аннотация
Статья анализирует петрофизические особенности и сложности интерпретации ГИС для тонкослоистых ачимовских коллекторов Западной Сибири. Авторы показывают, что низкие фильтрационно-ёмкостные свойства и высокая неоднородность приводят к завышенной оценке запасов. Особое внимание уделено феномену «слоистого» и «пятнистого» насыщения, осложняющему выделение продуктивных толщин. Предложены направления создания новых моделей, учитывающих капиллярно-гравитационные эффекты и машинное обучение.
Статистика
6
PDF
RUS
В центре исследования находятся ачимовские песчано-глинистые отложения, формирующиеся как тонкослоистая клиноформа глубинного морского генезиса и содержащие до 18 % ресурсов нефти Западной Сибири. Несмотря на масштабную геологическую изученность, эти пласты остаются слабо освоенными из-за низких фильтрационно-ёмкостных свойств, сильной литологической разнородности и недостаточной насыщенности. Авторы обобщают данные керна, расширенных комплексов ГИС и испытаний скважин на пяти месторождениях ХМАО и показывают, что пористость колеблется между 13,4 и 19 %, а проницаемость — от 0,05 до 40 мД, что относит большинство залежей к трудноизвлекаемым. Тонкие прослои мощностью 1–40 см чередуются столь часто, что стандартные алгоритмы интерпретации ГИС усредняют показания и дают значительную ошибку при расчёте пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Анализ ультрафиолетовых снимков керна выявляет «слоистое» и «пятнистое» распределение нефти: продуктивные прослои с повышенными ФЕС соседствуют с водонасыщенными субколлекторами, вдвое сокращая реальную мощность нефтенасыщенных толщин. Испытания подтверждают стартовую обводнённость более 60 %, доходящую за год до 99,9 %, что указывает на отсутствие зоны предельного насыщения и сложную капиллярную сегрегацию флюидов. Вертикальная миграция нефти ограничена капиллярным давлением, поэтому вытеснение воды происходит лишь в наиболее проницаемых прослоях, тогда как менее проницаемые остаются водонасыщенными. Стандартные количественные критерии пористости не работают: изменение порога на доли процента радикально меняет карту коллекторов. Авторы предлагают перейти к авторским петрофизическим моделям, основанным на литотипизации разреза, капилляриметрических кривых и включении машинного обучения для прогнозирования распределения ФЕС и доли нефтенасыщенных прослоев. Дополнительные рекомендации касаются расширения кернового опробования, внедрения высокоразрешающего ГИС и пересмотра методических документов ГКЗ, чтобы учесть тонкослоистость и двуфазную природу насыщения. Представленная работа важна для корректировки запасов, планирования бурения и выбора технологий разработки низкопроницаемых ачимовских резервуаров, а также служит основой для дальнейших исследований капиллярно-гравитационного контроля нефтегазонакопления.