На балансе предприятия "Севергазпром" (Республика Коми) находятся восемь месторождений, шесть из которых (Западно-Соплесское, Югид-Соплесское, Югидское, Западно-Печорогородское, Печорогородское и Печорокожвинское) приурочены к южной части Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорскому поперечному поднятию (рисунок).

Промышленная нефтегазоносность месторождений главным образом связана с терригенными отложениями среднедевон-нижнефранского нефтегазоносного комплекса (НГК) - основного объекта поисково-разведочных работ на нефть и газ, на который в данном районе приходится практически весь объем промышленных запасов УВ-сырья. Продуктивны афонинские и старооскольские отложения среднего девона и нижнефранские (яранские, джьерские и тиманско-саргаевские) породы верхнего девона.

Пройдя сходные в общих чертах этапы геологического развития, связанные с формированием и развитием западной прибортовой зоны Печоро-Колвинского авлакогена, залежи этих месторождений по своему типу, как правило, сводовые пластовые и массивно-пластовые, тектонически экранированные. Активная геологическая история рассматриваемого района в конце среднедевонского и в раннефранское время наряду со сложной тектоникой привела к формированию поверхностей несогласий, размывов и соответственно стратиграфических экранов.

Залежи приурочены к довольно высокоамплитудным (сотни метров) складкам, разбитым тектоническими нарушениями на многочисленные, в различной степени гидродинамически связанные блоки. По сложности геологического строения месторождения в соответствии с Классификацией [1] относятся к категории "очень сложного строения". Продуктивные отложения представлены песчаниками преимущественно кварцевого состава, коллекторские свойства которых изменяются по площади и разрезу, характеризуются фациальной неоднородностью, наличием литологических экранов, высокой расчлененностью. Наиболее выдержанные и протяженные пласты песчаников отмечены в старооскольском интервале разреза. Афонинские и особенно нижнефранские (джьерские, яранские и тиманско-саргаевские) пласты песчаников имеют линзовидное строение и обладают ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Анализ распределения пластовых давлений по блокам, а также продуктивности скважин и характера насыщенности пород-коллекторов УВ-флюидами по площади и разрезу, проведенный по ряду месторождений, указывает на то, что в целом нефтегазонасыщенный терригенный разрез (толщу) верхнего и среднего девона следует рассматривать как единый резервуар с анизотропной гидродинамической связью пластов-коллекторов в его пределах.

Не менее важной особенностью описываемых залежей является их фазовое состояние - это, как правило, газоконденсатные залежи (содержание С5+ до 350-390 г/м3) с нефтяными оторочками. На Югид-Соплесской структуре впервые в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции открыта залежь "летучей нефти" (газосодержание свыше 1100 м3/т).

В настоящее время из рассматриваемых месторождений одно (Западно-Соплесское) находится в разработке, два (Печорокожвинское и Югидское) - в опытно-промышленной эксплуатации, остальные - в разведке или обустройстве.

В 1996 г. специалистами отдела перспективного развития геолого-разведочных работ СеверНИПИгаза проведена переоценка запасов УВ по Западно-Соплесскому нефтегазоконденсатному месторождению, а в 1999 г. планируется представление в ГКЗ РФ отчета по подсчету запасов УВ по Югидскому нефтегазоконденсатному месторождению. В процессе работы по подсчету запасов УВ этих месторождений выяснилось, что основные проблемы достоверности подсчета возникают при обосновании таких подсчетных параметров, как пористость, насыщенность, эффективная толщина, проницаемость.

Причины этих проблем имеют как субъективный, так и объективный характер (недостатки технологического и методического подходов к проведению поисково-разведочных работ, слабая техническая оснащенность промыслово-геофизических подрядчиков и лабораторной базы петрофизики и др.), в связи с чем необходимо рассмотреть их более детально.

Технология и методика проведения поисковых работ. В процессе проведения поисковых, а затем и разведочных работ на месторождениях такой группы сложности, характеризующихся, как указывалось выше, высокой неоднородностью коллекторов по разрезу и площади, сложной тектоникой резервуара и многофазной флюидальной системой, необходимо определение следующих основных характеристик:

• тип залежи;
• геометрия залежи (по разрезу - выбор объектов подсчета, по площади - определение самостоятельных блоков и частей, обладающих различной плотностью и соответственно долей запасов);
• положение контактов.

Получение такого рода информации позволяет проводить в дальнейшем целенаправленные работы по опробованию и испытанию, отбору керна, выполнению необходимого комплекса ГИС и лабораторных исследований.

Обязательное условие решения этих задач - качественная подготовка структуры к началу поискового этапа. Доказательством этого тезиса служит история поисково-разведочных работ на месторождениях рассматриваемого района.

Так, на Печорокожвинском и Печорогородском месторождениях сейсморазведка МОГТ осуществлена только в 1994 г., хотя поисково-разведочные работы проводятся здесь с 60-х гг. На Западно-Соплесском месторождении, несмотря на выработанность запасов почти на 50 %, детализационные работы не проводились. Представления о строении Югидской структуры менялись неоднократно по мере проведения поисково-разведочных работ, и только интерпретация материалов по этой структуре, проведенная в СеверНИПИгазе на ПТК LANDMARK, позволила получить структурную основу по подсчетным объектам, дающую возможность выходить с подсчетом запасов в ГКЗ РФ.

Естественно, что такая ситуация с качеством подготовки структур отразилась в дальнейшем и на проводимых поисково-разведочных работах. На Югидском месторождении со сложным тектоническим строением для подсчета запасов очень важное значение имеет положение контактов по всем блокам, однако, в восьми скважинах (из 13), вскрывших газонефтяную часть разреза, проведено совместное испытание газовой части и нефтяной оторочки, что не дает возможности точного определения положения ГНК. На Печорогородском газоконденсатном месторождении также не осуществлялось раздельное испытание нижнефранских отложений, что не позволило однозначно судить об их промышленной значимости. Такая ситуация с испытанием отразилась и на качестве изучения состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, так как применялся узкий аналитический комплекс, часто не включающий определение индивидуального УВ-состава и не позволяющий, таким образом, использование современного набора геохимических критериев фазовой диагностики (Склярова З.П., Данилов В.Н., 1997).

Отсутствие достоверной модели на начальной стадии работ не лучшим образом отразилось на изученности керном продуктивных отложений. Например, на Печорогородском месторождении продуктивная часть поддоманиковых отложений, вскрытая 14 скважинами, охарактеризована керном на 8 % при колебаниях по скважинам от 0,18 до 22,3 %. Представительных образцов, попадающих в эффективные толщины, всего 26.

Промыслово-геофизические исследования. Комплексный анализ данных ГИС в открытом стволе и обсаженных скважинах рассматриваемых месторождений позволил выявить качественно различные типы пород: коллекторы в традиционном понимании, для которых справедлив закон Дарси; породы, в которых фильтрация происходит с отклонением от закона Дарси (породы с "начальным градиентом давления", фобные, трещиноватые), и неколлекторы.

"Традиционные" поровые коллекторы хорошо выделяются по качественным признакам, но существенно различаются по фильтрационным характеристикам, определяемым геометрией порового пространства. Неучет этих различий не позволяет создать надежную петрофизическую базу для интерпретации ГИС. Все петрофизические связи: DT= f(Kп); Pп = f(Kп); Pn =f(Kв); Kв = f(Kп) - имеют низкий коэффициент корреляции.

Группа коллекторов на Западно-Соплесском и Югидском месторождениях была разделена на три класса: низко-, средне- и высокопоровые, что позволило построить петрофизические связи для каждого класса коллекторов и провести интерпретацию материалов ГИС на более качественном уровне.

Экспериментальными исследованиями керна установлено, что, помимо пород, подчиняющихся линейному закону Дарси, в разрезе большинства месторождений имеются породы-полупроводники, подчиняющиеся нелинейному закону фильтрации, получившие название породы с "начальным градиентом давления" [2]. Фильтрация в этих породах начинается, если градиент давления превосходит некоторое пороговое значение v <> 0. В подобных пластах на момент бурения скважин зона проникновения не формируется (если депрессия на пласт меньше предельного градиента давления) и качественные признаки коллектора отсутствуют. Такие пласты не включаются в эффективные толщины, однако в процессе эксплуатации в некоторых случаях возникает возможность преодоления порога подвижности и подключения "потенциальных" пластов в работу.

Данные ГИС при контроле за разработкой, особенно по скважинам с многократными исследованиями (скв.18 Западно-Соплесская), позволили проследить изменение работающих интервалов, уровней и состава флюида во времени и показали, что стабильно работают большинство интервалов, представленных перовыми коллекторами, выделенными по качественным признакам. При выработке высокодебитных интервалов подключаются низкодебитные. По мере падения давления в коллекторах в работу подключаются пласты с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами - породы с "начальным градиентом давления".

Наличие пород с "начальным градиентом давления" приводит к тому, что фильтрационная модель залежи не остается неизменной во времени - некоторые части залежи, разделенные такими полупроводниками, начинают дренироваться только после снижения давления в зоне отбора при повышении напряжений в скелете породы.

Причиной отклонений от закона линейной фильтрации может явиться и гидрофобность продуктивных коллекторов, характерная для рассматриваемых месторождений. На фобность указывают как данные керна - низкие значения коэффициента остаточной водонасыщенности, в том числе и для низкопоровых неглинистых разностей, высокие значения остаточной нефтенасыщенности в низкопроницаемых частях разреза, так и данные ГИС - высокие значения удельного электрического сопротивления (УЭС), которые в ряде случаев достигают значений более 40000 Ом - м и значительно превышают сопротивления, рассчитанные по формуле Pп = Pн Pп rв для известных значений пористости (Рп), удельного сопротивления воды (rв) и параметра насыщенности (Рн).

Так как смачиваемость оказывает существенное влияние на УЭС, то оценить достоверно коэффициент нефтегазонасыщенности по УЭС пласта практически невозможно, поскольку он всегда будет завышен. Наиболее достоверные оценки Кг(Кн) могут быть получены при использовании зависимости Ков = f(Kп), построенной поданным порометрии или бурения скважины на растворе с безводной основой.

Комплексный анализ имеющихся данных ГИС, ГТИ и результатов петрофизических исследований керна показал, что применяемый комплекс ГИС недостаточен для достоверной оценки подсчетных параметров нефтегазонасыщенных коллекторов и их разделения по характеру насыщенности (нефть - газ). Поэтому необходимо привлечение дополнительных методов ГИС - ЯМК, АКШ, ИННК и исследований керна (смачиваемость, структура порового пространства, тип цемента и др.).

Еще одной особенностью рассматриваемых месторождений является трещиноватость пород. Трещины отмечаются и в керне, и в шлифах. Действие трещин проявляется и в процессе эксплуатации месторождения, когда наблюдается гидродинамическая связь по трещинам между пластами и скважинами. По применяемому стандартному комплексу ГИС определить достоверно трещинный коллектор практически невозможно, и только по скв. 7 Белая по кривым ФКД (АК-В) удалось проследить зоны трещиноватости.

По стандартному комплексу ГИС по косвенным признакам были выделены породы с предполагаемой трещиноватостью. К трещиноватым относилась песчано-алевролитовая неглинистая порода с увеличенным диаметром скважины (с "вывалами"), с "изрезанными" показаниями на микрозондах. На Западно-Соплесском месторождении породы такого типа составляют 13 % общей толщины старооскольских отложений - это примерно половина от коллекторов порового типа.

По данным термоанемометрии в благоприятных условиях удается выделить отдельные трещины, работающие УВ-флюидом. Они, как правило, приурочены либо к коллекторам порового типа, что повышает их фильтрационные характеристики, либо к плотным, которые интерпретируются как трещиноватые породы.

В данной ситуации для определения подсчетных параметров сложнопостроенных коллекторов Печоро-Кожвинского мегавала и Среднепечорского поперечного поднятия стандартный подход, базирующийся только на прямых качественных критериях (граничных значениях коэффициентов проницаемости, пористости), явно недостаточен. Необходимо комплексирование данных ГИС, ГТИ, результатов расширенного комплекса петрофизических исследований керна и поинтервальных испытаний пластов. В комплекс ГИС в опорных скважинах необходимо включать дополнительные методы исследований - АКШ, ЯМК, ИННК. Целесообразно применение эффективных модификаций КВК (каротаж -воздействие - каротаж), таких как; каротаж - продавка - каротаж; каротаж - вызов притока - каротаж; закачка индикаторной жидкости и др. При испытании скважин необходимо проводить комплекс исследований по методике "приток - состав - приток".

1. Инструкция по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представлено запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. / Ред. кол. А.М. Быбочкин, Л.З. Быховский, Н.Т. Забродоцкий и др. - М.: Карт, ф-ка ВСЕГЕИ, 1984. - 64 с.
2. Промысловая геофизика при ускоренной разведке газовых месторождений. / Л.Б. Берман, B.C. Нейман, М.Д. Каргер и др. - М.: Недра, 1987.

"Severogasprom" Company has eight fields out ofwhich six are confined to the southern part of Pecho-ra-Kozhvinsky megaarch and Mid-Pechora transverse high. Main commercial oil and gas prospects are associated with terrigenous beds of Middle-Devonian-Lower Frasnian complex. By geological structure complexity, the fields are referred to a category of very complicated structure. Hydrocarbon reserves calculating of these fields revealed that the main problems of calculating reliability occur when substantiating such parameters as porosity, saturation, pay thickness, permeability. To solve the above problems, it is required a qualitative preparing of structure at the beginning of prospecting stage. In such situation, to estimate calculating parameters of complicated reservoirs, a standard approach basing only on the direct qualitative criteria is insufficient. A complex of geophysical investigations of wells, petrophysical core examination and selective formation tests should be expanded.