Восполнение запасов углеводородов (УВ) в настоящее время сдвигает геологоразведочные работы в сторону сложно сформированных геологических залежей с крайне неоднородным литологическим строением, приуроченных к осадочным комплексам полифациального характера. В пределах Западной Сибири к таким комплексам, на ряду с другими, относятся отложения покурской свиты верхнемеловой системы с пластами группы ПК1-ПК23. Разработка данных пластов осложнена слабопрогнозируемым распределением коллектора в межскважинном пространстве и особым распределением начальных геологических запасов УВ по объему залежей. Среди основных проблем прогноза геолого-геофизических параметров межскважинного пространства данного комплекса можно выделить следующие:

• сложности межскважинной корреляции в связи с отсутствием выдержанных реперов внутри комплекса;
• сложное распределение коллекторов, литологических разностей и гидродинамических экранов внутри продуктивных пластов;
• большое количество фациальных тел различного генезиса;
• высокая вариативность значений
• ФЕС пород-коллекторов;
• невыдержанный коллектор, высокая расчлененность, неконтрастный акустический разрез;
• ограниченный комплекс ГИС (малое количество скважин с АКШ и расширенным комплексом ГИС).

Основной целью фациального моделирования продуктивных пластов ПК19-20 являлась оценка возможности прогноза литолого-фациальных параметров в межскважинном пространстве по данным стохастической инверсии и возможность применения результатов в геологическом моделировании.

Исходными данными для прогноза фациальных зон и литологических разностей послужила геолого-геофизическая и промысловая информация, седиментологические и литологические исследования керна, петрофизическая интерпретация керна, ГИС, результаты сейсмических исследований (включая результаты стохастической инверсии).
Основными приемами послужили методы изучения и восстановления истории развития района: палеотектонический, морфоструктурный, циклостратиграфический, секвенс-стратиграфический анализы, а также геостатистический анализ связей между упругими параметрами пластов и их фациальной характеристикой, комплексирование исследований керна, ГИС и стохастических алгоритмов трехмерного геологического моделирования.
Основой сейсмогеологической фациальной модели послужила седиментологическая концепция объекта, которая была разработана сотрудниками центра исследования керна Тюменского нефтяного центра совместно с геологами-модельерами данного проекта.

В административном отношении Береговое нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Пуровского района ЯНАО Тюменской области, было открыто в 1982 г. Ближайшими месторождениями являются нефтегазоконденсатные — Южно-Русское, Северо-Часельское, Новочасельское, Кынское, газовые — Западно-Часельское, Хадырьяхинское.
Береговой ЛУ приурочен к восточному борту Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, который оказал существенное влияние на тектоническое развитие площади (рис. 1а). В период формирования отложений продуктивных пластов покурской свиты ПК1-ПК23
(апт-альбское время) произошла кардинальная тектоническая перестройка территории, именно в этот период впервые были сформированы значительные по размерам структурные ловушки в указанных пластах [1].
В пределах Берегового ЛУ в фундаменте выделяется несколько тектонических блоков, разделённых разломами СЗ и СВ простирания (рис. 1б). Следует отметить, что разломная зона СЗ простирания, разделяющая Тазовскую зону и Колтогорско-Уренгойский грабен-рифт, находит отображение на карте современного рельефа (рис. 1в). Близость грабен рифта сказалась на распределении осадочного материала в период формирования продуктивных пластов ПК19-20 и обусловила сложное распределение УВ.

Сейсмическая изученность площади представлена данными шести 3D съёмок, полученных в период 2005–2010 гг. с разным качеством сейсмического материала. С целью получения единого динамически выровненного сеймического куба, пригодного для выполнения инверсионных преобразований и прогноза свойств, в 2019 году в ТННЦ была выполнена комплексная переобработка сейсмических материалов. В результате было достигнуто значительное увеличение горизонтальной и вертикальной разрешённости сейсмической записи. На основе единого куба на Береговой площади была выполнена стохастическая инверсия в интервале пластов ПК19-20.
В отложениях покурской свиты сосредоточена значительная часть запасов УВ всего ЛУ.
Для песчано-глинистых пластов характерна высокая литолого-фациальная изменчивость, которая наряду с тектоникой оказывает значительное влияние на геометрию залежей. Отмечается низкая изученность пластов ПК19-20 результатами детальных седиментологических исследований керна (две скважины с полным выносом керна).

Методически цикл работ по созданию фациальных моделей был ранее описан в публикациях по данной тематике [2]. Рассмотрим всё по порядку, от литолого-фациальных особенностей строения пластов и формирования концептуальных моделей до ответа на вопрос: что мы можем прогнозировать по данным стохастической инверсии?
По результатам детального седиментологического описания керна по скважинам 85 и 86 Берегового ЛУ и пересмотра разрезов тринадцати скважин в интервале пластов ПК19-20 были определены литологические разности и микрофации, характеризующие четыре фациальных комплекса, сформированных в прибрежно-континентальной обстановке осадконакопления. Фациальное многообразные значительно повлияло на латеральную и вертикальную литологическую изменчивость пласта и резкую вариацию параметров ФЕС: пористость 5÷40 %, проницаемость резко варьирует от 3,1 до 9 000 мД.
Секвенс-стратиграфический анализ (методика Зундэ Д., 2016) показал, что пласты ПК19-20 представляют собой единый укрупненный секвенс трансгрессивного характера, в пределах которого выделяются следующие системные тракты:

• LST (пласт ПК20) залегает в нижней части секвенса, его отложения формировались в прибрежно-континентальных обстановках и представляют собой покровы преимущественно песчаных отложений аллювиального и приливно-отливного генезиса с высоким Кпес до 0,95, низкой расчлененностью и хорошей гидродинамической связностью (рис. 2);
• TST (пласт ПК19-2) находится в средней части секвенса, включает сложные дельтовые образования, гидродинамическая связность от хорошей до средней, а в пределах фаций мелководных заливов и приливно-отливных отмелей — от средней до пониженной;
• HST (пласт ПК19-1) — является вершиной секвенса, представляет собой углисто-глинистые образования приливно-отливной равнины, с разобщенными песчаными телами с пониженной гидродинамической связностью резервуаров.

Серия литолого-фациальных профилей демонстрирует сильную латеральную и вертикальную неоднородность разреза, обусловленную существованием разветвлённой сети мигрирующих приливно-отливных и флювиальных каналов. Отмечается снижение песчанистости и увеличение расчлененности в направлении с СЗ на ЮВ (рис. 3).

Интервалы фаций были выделены по скважинам с керном и по всему пробуренному фонду скважин на основе электрофаций. В целом, было выделено более двадцати микрофаций, объединенных в пять укрупненных групп: отложений болот (SW), глинисто-алевролитовые отложения приливно-отливного побережья (MTF), смешанные песчано-глинистые отложения отмелей (MSTF), песчаные отложения приливно-отливных каналов (ТC), песчаные отложения русел с влиянием приливно-отливных процессов (FCt).
В каждом пласте доли фаций существенно варьируют (рис. 4). В пласте ПК20 преобладают фации речных русел (FCt 74 %), что выражается в повышении Кпес до 0,95. В пласте ПК19-2 54 % объема пласта составляют глинисто-алевролитовые отложения побережья (MTF), а доля смешанных отмелей (MSTF) и каналов (ТC) приблизительно одинаковы — 18 % и 24 % соответственно. В пласте ПК19-1, который является вершиной секвенса, наибольшая доля принадлежит фации глинистых отмелей MSTF — 45 % и фации каналов ТС — 30 %, отмечается повышенное содержание болотных фаций SW до 14,5 % относительно других пластов.

По результатам литолого-петрофизического анализа все двадцать пять разновидностей литотипов были объединены в семь кластеров по структуре порового пространства, тесно связанного с остаточной водонасыщенностью, фильтрационно-емкостными и капиллярными свойствами, которые различаются по соотношению пелитовой, алевритовой и песчаной фракции (условно назовем их гранотипы-петротипы) (табл. 1).

Коллектор представлен крупномелкосреднезернистым песчаником, глинистым песчаником и алевролитом (ПТ 1,2,3,4), а НЕ коллектора представлены алевролитами тонко-мелкозернистыми и глинистыми, аргиллитами, угольными и карбонатизированными пропластками (ПТ 4,5,6,7). Важно отметить, что литологические разности алевролитов могут являться одновременно как коллекторами, так и неколлекторами (код 4) и обладают схожими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В коллекторах и не коллекторах содержится большой объем алевролитов, достигая 26 % и 55 % соответственно в целом для пласта. Доля содержания алевролитов в коллекторе для разных пластов существенно варьирует: ПК19-1 — 51 %, ПК19-2 — 54 %, ПК20 — 19 %. Доля содержания алевролитов в НЕ коллекторе также изменчива: ПК19-1 — 47 %, ПК19-2 — 60 %, ПК20 — 55 %, (рис. 5).

В анализе ФЕС использованы данные по девяти скважинам (тысяча образцов керна) Берегового и шести скважин (тысяча двести тридцать образцов керна) Хадырьяхинского месторождений, дополнительно был выполнен оценочный расчет индикатора FZI для каждой фации.
Гидравлическая единица потока (FZI/ Flow zone indicator) — это уникальный параметр, который определяется как «представительный элементарный объем породы, внутри которого геологические и петрофизические свойства, влияющие на течение жидкости, взаимно согласованы и предсказуемо отличные от свойств других пород» (Мангазеев, 2006), [3]. Суть метода заключается в объединении пород с близкими характеристиками порового пространства и физико-химических свойств в одну единицу FZI, которая подчеркивает структуру, неоднородность ФЕС, связь с литологическими, петрофизическими и фациальными особенностями пластов. Расчет индикатора FZI выполняется по формуле (1) и характеризует средний гидравлический радиус поровых каналов:

где ф — пористость (д.е); к — проницаемость (мД).

Фации болот (SW) и глинистых отмелей (MTF) по всем пластам содержат не более 3–5 % коллектора, представленного алевролитами с худшими ФЕС, значения индикатора FZI не достигает 0,5, и поэтому отнесены к бесперспективным. Фация смешанных отмелей (MSTF) содержит разный объем коллектора —36 %, 33 %, 45 % соответственно по пластам ПК19-1 ПК19-2, ПК20. Содержание алевролитов для фации варьирует от 60 до 70 %, а среднее значения индикатора не достигает единицы (FZI = 0,75), поэтому данная фация относится к низкоперспективной (табл. 2, рис. 6).

Лучшими ФЕС обладают фации русел (FCt) и каналов (TC), содержащие большую долю коллектора — от 63 % (ПК19-1) до 75 % (ПК19-2, ПК20), который наполовину представлен песчаниками. Поэтому данные фации отнесены к группе высокоперспективных. Важно отметить, что с позиции FZI наиболее привлекательной является фация ТС (FZI = 4,21), поскольку формирование комплекса отложений каналов происходило в более активной гидродинамической среде в условиях приливно-отливной равнины. Ей немного уступает фация речных русел FCt (FZI = 2,48), отложения которых формировались за счет преобладания деятельности речных систем.
Таким образом, с позиции литолого-петрофизических параметров пласты ПК19-1 и ПК19-2 характеризуются схожими ФЕС, чуть лучше является пласт ПК19-1 за счет повышенного содержания доли каналов до 30 %. Существенно отличается пласт ПК20.
В данном пласте наибольшую долю коллектора 76 % содержит фация русел (FCt), при этом коллектор представлен самыми лучшими ПТ — ср-кр/з песчаниками, содержание которых достигает 75 %, содержание алевролитов не превышает 25 %.
Далее был выполнен обзор предшествующих работ 2015–2020 гг в области прогноза свойств резервуара, который позволил отметить следующее. Анализ связи сейсмических атрибутов с Нэфф и Кпес для пластов ПК19-20 не выявил устойчивых зависимостей. НО, в результате петроупругого моделирования было выявлено, что в масштабе ГИС отложения мощных газонасыщенных интервалов пластов ПК19-20 разделяются в полях упругих параметров как по литологии, так и по насыщению, после чего была выполнена детерминистическая синхронная инверсия сейсмических данных.
Для литологического разделения групп «коллектор», «неколлектор» и «уголь» были использованы кубы Р-/ S-импеданса, соотношения скоростей Vp/Vs, однако по результатам инверсии литологического разделения практически не наблюдалось. Связано это с тем, что упругие свойства литотипов «коллектор» и «неколлектор» близки, а мощность пропластков угля настолько мала, что находится за пределами вертикальной разрешённости сейсмических данных. С вероятностью более 80 % коллектора выделялись только в интервале пласта ПК20, поскольку они имеют большую мощность, нежели вышележащие пласты. Прогнозная карта Кпес пласта ПК20 на качественном уровне имеет хорошую сходимость с картой — схемой фациальных обстановок, которая выполнена по результатам седиментологического анализа по скважинам (рис. 7а, б). Одновременно можно отметить сложность в интерпретации данных спектральной декомпозиции и сейсмических атрибутах, где в интервале продуктивных пластов выделяется множество динамических аномалий, идентификация которых затруднена (рис. 7, в).

Поскольку прогноз Нэфф по сейсмическим атрибутам невозможен, а детерминистическая синхронная инверсия также не позволила получить прогноз свойств резервуара, было принято решение выполнить геостатистическую сейсмическую инверсию для прогноза фаций.

Фации, выделенные по керну, были распространены на весь пробуренный фонд скважин с учетом электрокаротажной характеристики разреза. На основе комплексных данных керна и ГИС были сформированы модели осадконакопления и фациальные карты-схемы по каждому пласту ПК19-1, ПК19-2, ПК20. Вышеописанные результаты седиментологических и литолого-петрографических исследований легли в основу статистической априорной модели для выполнения стохастической инверсии с целью прогноза параметров пластов ПК19-20.
Основная идея модели заключалась в создании двухуровневой классификации, где на уровне 1 всё цифровое множество было разделено на 2 условные класса: коллектор и НЕ коллектор (рис. 8а).

На уровне 2 бесперспективные фации болот SW и глинистых отмелей MTF были отнесены в группу НЕколлектора, несмотря на содержание в них 4–5 % коллекторов алевролитового состава. В группу коллектора были отнесены низко перспективные (MSTF) и высокоперспективные (FCt/ ТС) фации, несмотря на разное соотношение в них долей коллектора и неколлектора. Наибольшую долю коллектора до 75 % содержат фации русел и каналов, фация смешанных отмелей содержит от 33 % (ПК19-2) до 45 % (ПК20) коллектора (табл. 2).
Настройка вертикальных трендов была выполнена по данным 71 скважины, по данным ГСР наблюдается отчетливый тренд увеличения песчанистости вниз по разрезу (рис. 8, б).
Функции плотности вероятности построены по 13 скважинам, где выполнено петроупругое моделирование (ПУМ) [4]. В процессе работ получили хорошее совпадение входной (априорной) статистики по скважинам с выходной (апостериорной), полученной в результате стохастической инверсии. Фации глинистой (MTF) и смешанной (MSTF) отмелей, в которых содержится большой объем алевролитов со схожими свойствам, не разделяются в полях упругих параметров (Р-импеданс, соотношения скоростей Vp/Vs, плотность). Коэффициенты корреляции мощностей фаций с прогнозными значениями по результатам стохастической инверсии в точках скважин не превышают 0,4. Прогноз указанных фаций по данным стохастической инверсии невозможен (табл. 2). В качестве примера приводиться сопоставление входной и выходной статистики для пласта ПК19-2 (рис. 9).

Анализ проведенных работ выявил значимые корреляционные связи упругих параметров с толщиной фаций по скважинам. Значения КК варьируют от 0,54 до 0,73 для отдельных фаций для пластов ПК19-1, ПК19-2, ПК20. Наиболее значимые связи выделены * в табл. 2, отмеченные зависимости были использованы для расчета 2D и 3D фациальных трендов и последующего применения в геологическом моделировании.
Следует отметить, что наиболее значимые КК получены для фаций с высокими значениями индикатора FZI до 2,48 (FCt) и 4,21 (ТС), коллектора которых сформированы в активной гидродинамической среде с преобладанием песчаников. Низкие КК получены для фаций глинистых и смешанных отмелей, в составе которых преобладают алевролиты с ухудшенными ФЕС. Исключение составляет пласт ПК19-2, где для фации глинистой отмели MTF КК составил 0,53.
Важно подчеркнуть, что геостатистическая инверсия выполнена в глубинной области на трехмерной стратиграфической сетке, которая в последующем использовалась для построения трехмерной геологической модели, упрощая процесс передачи результатов инверсии в 3D-модель.
В завершении работ была построена трёхмерная фациальная геологическая модель пласта ПК19-20 Берегового месторождения. Структурная модель пласта включает 3 зоны моделирования, соответствующие трем выделенным пластам ПК19-1, ПК19-2, ПК20. С целью учета распространения фациальных тел при моделировании куба фаций был использован 2D тренд, полученный по данным инверсии, а фациальный куб явился основой распределения петротипов.