Изучение и разработка объекта доюрского комплекса (ДЮК) связана с рядом осложнений:

• низкой изученностью керновыми исследованиями;

• отсутствием однозначных методов выделения коллекторов объекта ДЮК по данным РИГИС;

• низкой зависимостью продуктивности скважин от нефтенасыщенной толщины пласта с учетом трещиноватости, что осложняет прогнозирование запускных дебитов;

• контрастностью полученных результатов по запуску скважин, пробуренных на небольшом расстоянии в схожих геологических условиях.

По мере разбуривания и выработки основных объектов возникла потребность в изучении перспектив второстепенных объектов. Но в пределах Красноленинского НГКМ объект ДЮК является малоизученным, его разработка связана с большим перечнем неопределенностей. Поэтому долгое время данный объект не вводился в активную разработку.
Геологическое строение объекта ДЮК обладает рядом особенностей:
• ловушки углеводородов (УВ) в доюрском интервале формировались принципиально иначе, чем в осадочном чехле. В результате керновых исследований установлено, что наиболее благоприятными для формирования коллекторов являются гранитоиды, метапесчаники, кварциты и кварцсодержащие сланцы;
• пустотное пространство коллекторов представлено трещинами, кавернами и пустотами растворения. Матричная пористость практически отсутствует;
• движение флюида происходит в основном по трещинам;
• отмечена приуроченность залежей к зонам средних и умеренно пониженных значений локальной составляющей поля силы тяжести [1];
• нет однозначных критериев для выделения коллекторов по данным РИГИС.
Анализ расположения открытых залежей относительно зон развития различных формационных комплексов показывает, что в большинстве случаев они приурочены к среднепалеозойским апотерригенным сланцам начальных стадий метаморфизма и высокометаморфизованным кварцево-слюдяным сланцам раннего палеозоя и, возможно, докембрия вблизи их контакта с позднепалеозойскими гранитными массивами [1].
Основным источником информации для анализа послужила 3D-сейсмика как традиционно применяющийся метод локального прогноза зон разуплотнения ДЮК [2, 3].
В 2016–2021 гг. выполнен анализ информативности сейсмических атрибутов и их пригодности для прогноза. Изучены неопределенности, влияющие на качество прогноза: состав пород и связанная с ним структура пустотного пространства, геологическая природа акустических неоднородностей, разрешающая способность и ограничения стандартных сейсмических методик. Комплексный подход с использованием наиболее информативных сейсмических атрибутов позволил выполнить картирование и ранжирование перспективных зон.

Геологические особенности формирования коллекторов в ДЮК выработали ряд предпосылок к подходам в разработке объекта:
• использование нерегулярной сетки скважин. В связи с высокой изменчивостью объекта по площади отмечаются значительные риски неуспешного бурения. Поэтому при планировании бурения на объект основным критерием для определения местоположения забоя скважин является выбор наиболее перспективных зон с наличием нефтенасыщенного коллектора;
• разбуривание объекта наклонными скважинами. Высокая твердость пород приводит к низкой скорости проходки и, как следствие, высокой стоимости бурения на объект. С учетом сложности прогноза продуктивных зон и рисков неполучения запланированных показателей использование горизонтальных скважин на объекте нецелесообразно, т.к. не позволит в случае неподтверждения геологии перебурить скважину с минимальными затратами;
• разработка объекта на естественном режиме. В связи с тем, что коллектор представлен преимущественно трещиноватым типом, организация закачки предполагает высокий риск прорыва воды в добывающие скважины по высокопроницаемым каналам.
Указанные подходы в разработке объекта легли в основу реализуемых в настоящий момент проектных решений и позволяют обеспечивать наиболее эффективное вовлечение в разработку запасов ДЮК. При этом ключевой задачей для освоения объекта остается прогноз продуктивных зон для планирования бурения.

Главной особенностью объекта ДЮК по факту эксплуатации является резкая изменчивость продуктивности по скважинам, расположенным на небольшом расстоянии друг от друга. Пример по району двух скважин, которые располагаются на расстоянии 800 м в схожих геологических условиях: в скв. 1 получили дебит нефти 56 т/сут после кислотной обработки призабойной зоны, а в скв. 2 при применении гидроразрыва пласта с массой пропанта 80 т получен дебит 11 т/сут.
Таким образом, пробуренные поблизости друг от друга скважины обладают значительно различающимися каротажными характеристиками, по которым отсутствуют достоверные критерии для выделения коллекторов в ДЮК по стандартному ГИС (рис. 1). Кроме того, данные промыслово-геофизических исследований в скважинах (без гидроразрыва пласта) зачастую показывают несоответствие притока интервалам коллекторов. Это свидетельствует о высокой роли подключения трещин и высокопроводящих каналов.

Такие резкие изменения продуктивности скважин невозможно объяснить только вариациями мощности продуктивных пластов или их выклиниванием. Для объяснения этих явлений выдвинута гипотеза о наличии в этих отложениях системы открытых сообщающихся трещин и каверн, резко меняющих их проницаемость (таких же, как продуктивные объекты в трещинно-кавернозных отложениях абалакской свиты).
Зоны распространения коллекторов трещинно-кавернозного типа приурочены к тем частям структуры, которые в большей степени подвержены трещинообразованию при воздействии тектонических нагрузок и гипсометрически приподнятых участков:
• места сгущения разрывных нарушений;
• высокоамплитудные зоны (в структурном плане такие зоны расположены преимущественно на сводах и крыльях локальных поднятий).
Также стоит отметить, что трещины пород очищаются именно проведением объемных ОПЗ, а при необходимости проводится дополнительная стимуляция ГРП при получении низких притоков. Положительно зарекомендовала себя технология ГРП HiWay за счет создания более проводимой трещины при закачке пропанта меньшего объема (до 50 %).
Для повышения успешности ввода новых скважин на объект ДЮК были разработаны критерии прогноза перспективных зон к бурению.

В 2018 г. по результатам бурения четырех скважин в районе высокодебитной скважины по запуску и динамике работы положительные результаты показала лишь одна скважина, соответственно успешность бурения составила 25 %. Бурение закладывалось в зонах локальных поднятий вблизи разломов, что предполагало развитие зон разуплотнения и трещиноватости.
В 2019 г. существующие представления были дополнены формализованными десятью критериями прогноза перспективных зон, которые основывались на:
• приуроченности к формациям среднего палеозоя и контактам древних комплексов с массивами гранитоидов;
• преобладании в составе ДЮК метапесчаников, глинисто-кремнистых сланцев, кислых магматических пород;
• принадлежности к сводам и присводовым частям поднятий в зонах сжатия и борта прогибов в зонах растяжения;
• приуроченности залежей к зонам умеренно пониженного гравитационного поля;
• узлах пересечения крупных разнонаправленных разломов;
• перекрытии зон разуплотнения глинистыми юрскими толщами, что способствует удержанию нефти, ранее мигрировавшей из юрских толщ;
• расположении выше уровня ВНК налегающих юрских залежей;
• сокращенной мощности перекрывающих юрских отложений;
• аномалии сейсмических атрибутов, связанных с наличием трещиноватости
(DIP, когерентность) на склонах и с разуплотнением (амплитудные параметры) в сводовых частях поднятий;
• хаотической или максимально нарушенной разломами слоистой волновой картине (рис. 2, скв. 1).

Успешность бурения в 2019 г. по выделенным критериям (рис. 3) составила 50 % (одна из двух скважин). В дальнейшем было рекомендовано к бурению девять скважин.

В августе 2019 г. пробурена успешная скважина куста № 3 — и по ее результатам с учетом уточненных критериев прогноза подготовлены рекомендации к дополнительному бурению на ДЮК на этом кусте в 2020 г. Всего на кусте № 3 пробурено четыре скважины на ДЮК, все оказались успешными.
В 2022 г. пробурены три скважины, из них одна введена в эксплуатацию с запускным дебитом нефти 48 т/сут при обводненности 10 %, что в 2–3 раза превышает дебит на основных объектах разработки (викуловская и тюменская свиты). Две скважины на текущий момент в освоении (рис. 4).

Дополнительно с целью снижения рисков неэффективных скважин при бурении на ДЮК траектории стволов вписаны в систему ППД на вышележащие викуловские отложения, тем самым сокращаются затраты на бурение проектного фонда.
Установлена большая роль в прогнозе продуктивных зон тектонического критерия (наличия разломов) и близкого расположения зон выклинивания юрских продуктивных пластов, обеспечивающих приток нефти в ДЮК. Предложены дополнительные цели к бурению, определена их приоритетность по степени уверенности (рис. 5).

Получена общая карта совокупности критериев, выделены 4 приоритетности по зонам. Участки, выделенные по сейсмогеологическому анализу, в целом подтверждаются запускными показателями от большого к меньшему.