Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в западной части ХМАО Тюменской области, центр нефтедобычи находится в г. Нягань. В Красноленинскую группу входит несколько месторождений: Каменное, Талинское, Ем-Ёговское, Северо-Каменное, Пальяновское, Ингинское, Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское, Елизаровское
и Лебяжье. Сегодня в разработке нефтяной компании «Роснефть» находятся 2 площади:
Ем-Ёговская и Каменная, в пределах которых сосредоточено 63 % запасов нефти
Красноленинского НГКМ (рис. 1). Основные объекты эксплуатационного бурения — пласты ВК₁₋₃ и пласты ЮК₂₋₉.
Перспективы дальнейшего бурения связывают с пластами П (ЮК1) и БГ, а также с отложениями доюрского комплекса (ДЮК).

Объектом изучения стал участок на северо-западе Каменного ЛУ, название которого приурочено
к структурному элементу — Ай-Торскому поднятию. Разработка данного участка осложнена неоднородностью коллекторов, что приводит к неравномерной выработке запасов за счет прорыва вод (пластовых или нагнетаемых) по высокопроницаемым прослоям и с образованием застойных зон в линзах, а также в межскважинном пространстве в слабодренируемых коллекторах. Наличие зон с невыработанными запасами обусловлено тем, что продуктивные пласты хоть и вскрываются на полную толщину, но в силу достаточно высокой вертикальной неоднородности пластов выработка запасов нефти в первую очередь происходит из высокопроницаемых частей [1].
Это приводит к опережающему продвижению воды (в условиях достаточно эффективного естественного и искусственного водонапорного режима) и соответственно к прогрессирующему обводнению добываемой продукции.

Задачи работы связаны с подбором количественных критериев для выделения перспективных областей, которые в дальнейшем помогут оптимизировать размещение проектного фонда и повысить эффективность эксплуатационного бурения скважин. Для этого необходимо не только детально проанализировать геологическое строение исследуемого участка, но и уточнить условия осадконакопления продуктивных пластов.

В работе рассматривается западная часть Каменного лицензионного участка, принадлежащая
АО «РН-Няганьнефтегаз». На палеогеографической карте интервала ВК₁, построенной ООО «ТННЦ»
в 2009 г., видно, что пласт ВК₁ образовался в прибрежно-морских условиях и сложен дельтовым комплексом.
Исследуемый участок Ай-Торского поднятия находится на севере Каменной площади в ближней зоне шельфа и приурочен к фациям подводной дельтовой равнины. Подробная палеогеография
Ай-Торского участка приведена на картах спектральной декомпозиции (рис. 2). В интервале пласта ВК₁ окно ОГ М1 +2/0 мс белым цветом подсвечиваются врезанные палео-долины пластов ВК₂ и ВК₃: Кальмановская (на севере) и Сеульская (на юге). На перетоке двух палео-долин в северо-западном направлении сформировался распределительный канал дельтовой системы, который ранее не картировался на палеогеографических картах.

Седиментологический анализ фонда разведочных скважин Ай-Торского поднятия подтвердил сформировавшуюся модель осадконакопления — дельты волнового типа. Также подтверждается генезис отложений, приуроченный к фациям подводной дельтовой равнины с характерным преобладанием волновой энергии. Основными диагностическими признаками дельтовых отложений на данном участке являются [2]:

• наличие на значительном расстоянии выдержанных удлиненных мощных песчаных тел;
• развитие в нижней части разреза существенно глинистых отложений продельты, а в верхней — осадков, близких по вещественному составу и структурно-текстурным характеристикам аллювиальным образованиям;
• наличие в верхней части разреза отложений, несущих следы вырождения дельтового комплекса;
• присутствие в осадках остатков солоноводной морской фауны в глинистой части разреза и пресноводной наземной — в песчаной;
• одновременное присутствие в осадках остатков морской фауны и континентальной флоры.

Наибольший интерес вызвала эксплуатационная скважина № x213 с отбором керна, пробуренная на северо-западе Ай-Торского поднятия в 2019 г. (рис. 3). Скважина № x213 попадает в центр распределительного канала и решает дилемму его образования. Седиментологическое описание скважины подтвердило, что отложения сформированы в условиях продельтового склона — глинистая часть разреза и фронта дельты — песчаная часть. В детальном седиментологическом описании керна с анализом условий осадконакопления скважины № x213 отмечается:

• переслаивание тонко-мелкозернистых слабосцементированных песчаников с мелкозернистыми глинистыми алевролитами, что говорит о приливно-отливной деятельности моря;
• ихновиды, характеризующие приливно-отливную дельту, представлены комплексами Palaeophycus, Planolites, Zoophycos. Данные виды предпочитают жесткие воды с изменчивым влиянием приливно-отливной энергии и морской среды;
• отложения дистальной части фронта дельты — интенсивно биотурбированные — характеризуют медленную и непрерывную скорость седиментации;
• встречаются органические остатки: углефицированный растительный детрит, что является маркером дельтовых проток и каналов.

По седиментационной модели меловых отложений восточной части Каменного месторождения (скв. № 30109, 93123, 31627, 9301 и 203P) — генезис отложений подводно-дельтовый [3]. Ранее
в работах уже встречался подобный разрез в скважине № 93123, который картировался как дистрибутивный канал дельты низкого стояния. Песчаные осадки диагностировались, как отложения активных русел, перемежающихся с небольшими слоями паводков и отмерших русел. Хочется отметить, что зернистость пород в распределительном канале увеличивается снизу вверх, что является отличием от устьевых баров, в которых зернистость пород в разрезе снизу вверх уменьшается. Опесчаниность и выдержанность коллектора в пласте ВК₁ скважины № x213 указывают на изолированность распределительного канала от сильной приливно-отливной деятельности моря. Высокие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) говорят про активную гидродинамику канала, благодаря которой происходила хорошая сортировка материала.

По данным описания керна разведочных скважин за пределами распределительного канала отмечаются текстурно-выраженные кратковременные события высокой энергии: штормы, которые чередуются с более длительными условиями малой энергии при спокойной погоде. Породы-коллекторы такого генезиса (темпеститы) имеют высокую расчлененность и наиболее неблагоприятные фильтрационно-емкостные свойства для разработки [4]. Таким образом, в керне на дельтовый генезис отложений указывают низкая и средняя степень разнообразия следов жизнедеятельности ископаемых организмов, трещины синерезиса, возникающие в результате растрескивания субстрата при смешивании пресных и соленых вод, конседиментационные микросбросы и текстуры оползания, свидетельствующие об отложении в условиях склона при избыточном поступлении осадка.

Согласно предыдущей стратегии бурения на данном участке было запланировано бурение трех перспективных кустовых площадок: 132, 404 и 314. Планировалось бурение 18 скважин:
13 горизонтальных и 5 наклонно направленных. Эксплуатационное бурение началось с куста 132,
на котором никаких отклонений от геологических и технических показателей не отмечалось. При бурении кустов 314 и 404 на ЭО ВК₁₋₃ был встречен пласт с улучшенными коллекторскими свойствами, где прослеживались высокие значения пористости, проницаемости, коэффициента нефтенасыщенности и эффективной толщины (табл. 1).

По результатам бурения удалось сформировать количественные критерии для выделения пласта с улучшенными коллекторскими свойствами по площади. Такой пласт-коллектор характеризуется высокими эффективными толщинами, улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и низкой обводненностью скважин.

На исследуемом участке пробурено 156 скважин, объектом разработки которого является пласт ВК₁. Пласт ВК₁ подразделяется на три циклита: ВК₁₋₁, ВК₁₋₂ и ВК₁₋₃ [5].
Циклит ВК₁₋₃ наиболее перспективен в осевой части залежи, которая на сегодняшний день полностью разбурена. При разбуривании краевых частей залежи горизонтальными скважинами вскрывается водонефтяная зона, что приводит к быстрой и высокой их обводненности. Наиболее надежным объектом для бурения скважин является циклит ВК₁₋₂, так как его эффективные толщины выдержаны по вертикали, имеют площадное распространение и удалены от водонефтяной зоны. При вскрытии скважиной пласта с улучшенными коллекторскими свойствами в циклите ВК₁₋₂ появляются дополнительные перспективы бурения. По сравнению с циклитом ВК₁₋₂, где встречаются выдержанные коллектора, в циклите ВК₁₋₁ коллектора маломощные и бурение на них нецелесообразно.
На картах поверхностного атрибута «длина дуги» (рис. 4) представлено ранжирование скважин
по эффективным толщинам. Атрибут «длина дуги» измеряет неоднородность отражения
и используется для количественной оценки латерального изменения формы сигнала.
С использованием данного атрибута в интервале пласта ВК₁ удалось рассмотреть характеристики сейсмического поля и его производных, которые помогли сузить зону поиска и определить предполагаемые границы перспективных областей. На первой карте, представленной для циклита ВК₁₋₁, количество скважин со средними значениями эффективных толщин составляет 23 %
от общего фонда скважин. На второй карте представлен циклит ВК₁₋₂, количество скважин
с эффективной толщиной больше 1,4 м возрастает и составляет 28 %. Это подтверждает, что эффективные толщины циклита ВК₁₋₂ больше, чем в циклите ВК₁₋₁. На третьей карте показаны скважины с максимальными эффективными толщинами, как видно на карте, количество скважин сокращается до 13 %. Скважины с максимальными значениями эффективной толщины концентрируются в оконтуренной зоне и на склоновой части участка в северо-восточном направлении. Выделенные зоны являются наиболее перспективными для бурения по первому количественному критерию.