Оценка перспектив нефтегазоносности фундамента Западно-Сибирской плиты во многом зависит от структурно-стратиграфических представлений строения рассматриваемого комплекса. Новые инновационные процедуры обработки сейсмической информации, детальные стратиграфические исследования палеозойских отложений и расширенные комплексы геофизических исследований в скважинах существенно изменяют представление складчато-блокового строения пород фундамента и ранее разработанные модели строения залежей углеводородов. Детальные исследования, проведенные в пределах Арчинского поднятия, показали, что палеозойские отложения образуют контрастную складчатую структуру, осложненную блоковой тектоникой. Значительная амплитуда блоковых смещений предопределяет литолого-стратиграфическую неоднородность пород эрозионно-тектонической поверхности фундамента, а выделяемые стратиграфические блоки контролируют распределение нефтеносности в пределах Арчинской площади. Складчатая структура фильтрационно-емкостной неоднородности палеозойских отложений отражается в распределении углеводородного насыщения разреза скважин, формируя самостоятельные для процесса разработки газовую, нефтяную и водонефтяную зоны. Приуроченность антиклинальных структурных форм пород фундамента к опущенным, а синклинальных к приподнятым блокам предопределяет при оценке перспектив нефтегазоносности глубинного палеозоя постановку поисковых работ в пределах более молодых стратиграфических блоков.
Важным этапом в построении геолого-гидродинамической модели является задание правильных свойств пластов и дальнейшая адаптация модели под исторические данные разработки. Основным источником информации о геологических свойствах продуктивных пластов являются каротажные данные скважин. В работе описывается применение методики постинтерпретационной обработки каротажных данных, с помощью которой находится значение латеральной анизотропии участка месторождения. Кратко рассматривается алгоритм действий по адаптации гидродинамической модели под параметры работы пласта по одной опорной скважине. Особенностью применения каротажных данных для изучения явления анизотропии проницаемости является то, что данный тип исследований широко распространен, имеет достаточную информативность, а сам геофизический комплекс не требует включения специализированных приборов. На основании геофизических исследований строится объемная модель свойств нефтегазоносного пласта, из которой далее используется распределение проницаемости, чей градиент позволяет установить направления улучшенных и ухудшенных фильтрационных свойств. В результате при адаптации модели удалось достичь разницы в величине запасов между геологической и гидродинамической моделями в 2,4 %, что является приемлемой величиной отклонения для дальнейших расчетов. Было установлено, что направление улучшенных фильтрационных свойств имеет северо-восточное простирание при угле в 35°, а значение латеральной анизотропии составляет 2,2. Полученные результаты латеральной анизотропии с учетом данных по значениям вертикальной анизотропии включены в модель месторождения, на которой в дальнейшем планируется проводить исследования влияния анизотропии проницаемости на производительность пласта.
