ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, РАЗРАБОТКИ И ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ АКСЮТИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Аксютинское нефтяное месторождение расположено в центральной части Оренбургской области и входит в состав Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Оно приурочено к Предуральскому прогибу — крупной тектонической структуре, развивавшейся в условиях напряжённой платформенной тектоники. Открыто в 1984 году, месторождение активно разрабатывается в последние десятилетия, демонстрируя устойчивую продуктивность, несмотря на литолого-фациальную неоднородность коллекторов. Изучение его геологического строения представляет не только практический, но и научный интерес, особенно в контексте разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов в низкопроницаемых карбонатно-терригенных толщах.

В геологическом отношении Аксютинское месторождение расположено на стыке восточной окраины Русской платформы и зоны сочленения с Урало-Волжским прогибом. Осадочный чехол формировался на протяжении девонского — пермского времени, с наложением последующих мезозойских осадков. Общая мощность осадочного комплекса достигает 4–5 км.

Структура месторождения представляет собой антиклинальное поднятие, вытянутое в северо-западном направлении, размерами около 10 × 6 км. Поднятие имеет асимметричное строение: южное крыло более крутое (6–9°), северное — пологое (до 3–4°). В пределах структуры выделяются несколько локальных поднятий, осложнённых тектоническими нарушениями, преимущественно сбросами и взбросами амплитудой от 20 до 80 м, что создаёт благоприятные условия для формирования структурных и тектонически экранированных ловушек.

Продуктивный разрез включает верхнепермские, нижнетриасовые и частично юрские отложения. Основными нефтеносными комплексами являются отложения кунгурского, казанского и артинского ярусов. Они представлены преимущественно доломитами, известняками, алевролитами и песчаниками, часто с вторичной пористостью, образованной за счёт процессов выщелачивания и трещиноватости. Пористость варьирует от 10 до 18%, проницаемость — от 0.01 до 25 мД. Особенно перспективны зоны трещиноватости, не фиксируемые на стандартных геофизических диаграммах, но установленные при бурении и каротажах каверн.

Коллекторы — порово-трещинные, часто литологически и стратиграфически экранированные. Разрез отличается значительной фациальной изменчивостью: на относительно коротких расстояниях наблюдается смена пород от песчаников к плотным глинам и известнякам, что приводит к резкому изменению фильтрационно-емкостных свойств. Залежи имеют пластовый, линзовидный, а местами — сводовый характер, с проявлениями тектонической экранировки по сбросам и выклиниванием коллекторов. Водонефтяной контакт прослеживается не на всей площади месторождения, в ряде скважин наблюдаются переходные зоны, насыщенные как нефтью, так и водой (зоны водонефтяной неопределённости).

Разработка Аксютинского месторождения осложняется целым рядом факторов: глубина залегания (до 2900 м), слабая естественная трещиноватость вне тектонических зон, неравномерное распределение пористости, а также обводнение низинных участков структуры. В первые годы эксплуатации основной проблемой был низкий дебит по нефти — зачастую не более 3–5 т/сут. Ситуация улучшилась после проведения ГРП (гидроразрыва пласта) и обработки кислотами, что позволило вовлечь в разработку ранее неработающие зоны.

Промысловые данные показывают, что наибольшие дебиты обеспечивают участки, приуроченные к пересечению сбросов и зон трещиноватости, что подтверждает доминирующее значение тектоники в формировании проницаемых путей фильтрации. Разработка ведётся как вертикальными, так и горизонтальными скважинами. Горизонтальные стволы, проведённые вдоль направлений распространения пористых тел, показывают в 2–3 раза большую продуктивность.

Методы повышения нефтеотдачи включают традиционное заводнение, химические методы (ПАВы, полимеры) и периодические циклы интенсификации. Заводнение осуществляется через контурные и внутриконтурные нагнетательные скважины, что требует постоянного контроля за положением фронта воды.

Обводненность достигает 50–60% на отдельных участках, но ведётся активная работа по оптимизации режима закачки.

Подсчёт запасов на Аксютинском месторождении проводится на основе методических рекомендаций ГКЗ РФ и отраслевых стандартов ПАО «Газпром нефть» (принадлежность лицензионного участка). Основу расчётов составляет геолого-гидродинамическое моделирование с применением стохастических методов оценки неопределённости. В геологическую модель включены данные ГИС, керна, проб жидкости, давления, а также результаты сейсморазведки 3D.

Для подсчёта используются как статистические, так и объемные методы, где учитываются следующие параметры:

• толщина эффективного пласта (в среднем 4–12 м),
• коэффициент пористости (10–17%),
• коэффициент нефтенасыщенности (0.55–0.70),
• коэффициент извлечения нефти (от 0.12 до 0.18 — в зависимости от применяемых методов разработки).

Запасы классифицируются по категориям С1 и С2, с учётом степени геологической изученности и качества данных. В отдельных участках подсчёт ведётся по раздельным фациальным зонам, что позволяет точнее оценить извлекаемый потенциал. В перспективе планируется перерасчёт запасов с учётом геолого-гидродинамической модели, построенной на данных последних 3D-сейсмических работ.

Аксютинское месторождение представляет собой типичный пример низкопроницаемого объекта в пределах Предуральского прогиба. Геологическая сложность, обусловленная тектоническими нарушениями и фациальной изменчивостью, требует применения комплексного подхода к моделированию, разработке и управлению залежами. Эффективная эксплуатация возможна только при активной геофизической поддержке, регулярной пересборке модели залежи и внедрении современных методов повышения нефтеотдачи. Перспективы развития связаны с доразведкой фланговых участков, а также вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов, ранее отнесённых к некондиционным.

Список литературы:

1. ГКЗ РФ. Методические рекомендации по подсчёту запасов нефти и газа. – М.: ГКЗ РФ, 2016. – 114 с.
2. Лобанова С. В., Соловьёв А. В. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Предуральского прогиба. – Оренбург: Изд-во ОГУ, 2012. – 148 с.
3. Никитин А. Н., Фёдоров В. И. Нефтяные и газовые месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. – М.: Недра, 2004. – 320 с.
4. Трофимов В. А., Хабибуллин И. Р., Сахаров К. А. Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов. – Казань: КНИТУ, 2017. – 196 с.