В настоящее время исследованию зон остаточных запасов углеводородов уделяется большое внимание, поскольку выявление участков залежей с невыработанными запасами способствует повышению эффективности разработки месторождений углеводородов в целом. Этот вопрос рассматривался в разное время рядом исследователей: Бембелем С.Р., Бембелем Р.М., Кулешовой Л.С., Мухаметшиным В.В., Пунановой С.А., Тюкавкиной О.В., Шелеповым В.В., Шустером В.Л., Федоровым М.Ю. и др.

Извлечение остаточных запасов нефти и установление зон распространения таких запасов является актуальной задачей для оптимизации системы разработки длительно разрабатываемых месторождений. Со временем структура запасов ухудшается, что усложняет выявление участков с невыработанными запасами, так как они в большинстве случаев характеризуются неоднородным строением, литологической и фациальной изменчивостью. Также длительно разрабатываемые месторождения имеют большой объем разновариантной информации, которая требует статистической обработки для построения вероятностных карт локализации остаточных запасов углеводородов. Результаты петрографических исследований служат основой для изучения процессов вытеснения нефти и повышают достоверность определения структуры остаточной нефтенасыщенности.

В работах О.В. Тюкавкиной, В.В. Шелепова, В.Л. Шустера , И.Р. Капитоновой, Я.А. Круглова отмечается, что для «оценки нефтенасыщенности коллектора необходимо детальное изучение как литолого-петрографического состава коллектора, так и насыщенности коллектора в переходной зоне нефть-вода» [1]. Этот показатель является одним из «основных параметров при моделировании объекта разработки, повышения эффективности моделирования и установления параметров фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), выбора методов воздействия на пласт [2] детализации и уточнения модели пласта». Применение нейронных сетей актуально при для моделировании коллектора в условиях неопределенности. Такая непоеределнность может быть обусловлена как малой разбуренностью площади, так и наличием многовариантной геолого-промысловой информации, которую необходимо систематизировать для корректной обработки с целью построения геологической модели и с учетом зон остаточных запасов углеводородов [3].

В работе [4] показано, что единство пластов комплекса ачимовских и верхнеюрских отложений предполагает их гидродинамическую связь, поэтому на участках развития аномального разреза резервуары ачимовской толщи представляют собой перспективный объект для поиска углеводородов. Региональные исследования показывают, что наличие многовариантной геолого-промысловой информации требует комплексного применения методов обработки данных и моделирования сложнопостроенных залежей [5].

При построении геолого-геофизических моделей и выборе подходов к разработке месторождений на поздней стадии освоения и в зонах остаточных запасов особое внимание требуется уделить ряду направлений. Среди них — капилляриметрические исследования керна, изучение и оценка нефтенасыщенности в переходной зоне низкопроницаемых коллекторов [6]. Изучение залежей сейсмическими методами в сравнении с результатами исследований керна показывают решение вопросов комплексирования методов для повышения результативности разработки месторождений в целом [7, 8]. Оценка нефтенасыщенности низкопроницаемых коллекторов в переходной зоне, дает возможность детализировать положение ВНК для уточнения модели залежи и принимать технико-технологические решения по вовлечению в разработку зон остаточных запасов углеводородов [9]. Также требуется совершенствовать научные подходы к эксплуатации малодебитных скважин, которые расположены в силу выработанности запасов углеводородов
в зонах остаточных запасов и продолжают эксплуатироваться с небольшими дебитами
нефти 3–5 т/сут [10].

В результате, авторы поставили цель — исследовать состав и свойства коллекторов группы БС для детализации их моделирования и выявить зоны остаточных запасов углеводородов. Реализация этой задачи при рациональной разработке месторождений позволит повысить коэффициент извлечения нефти и газа, а также проанализировать текущее состояние разработки залежи.
На основе полученных данных можно будет подобрать комплекс геолого-технологических мероприятий различных вариантов разработки, оптимизировать режимы работы скважин и дать рекомендации по наиболее эффективной стратегии выработки остаточных запасов.

Отложения сортымской свиты (нижнемеловой продуктивный горизонт) месторождений Сургутского нефтегазоносного района относятся к переходной группе фаций — шельфовым и баровым. Наиболее существенными специфическими признаками данных фаций являются: частые изменения текстур и структур в слое; широкое развитие слойчатости типа знаков ряби волнений и течений в зоне мелководья с характерной мелкой волнистой и косоволнистой слойчатостью, частыми текстурами взмучивания, включениями растительных остатков с ходами червей; обилие растительных остатков, а в алеврито-глинистых породах — тонкого растительного детрита; наличие фауны опресненных вод, присутствие одновременно фаунистических и растительных остатков; в фациях глинистых осадков лагун и заливов наряду с прибрежными формами опресненных вод часто встречаются формы, типичные для нормальных морских вод.

В основании сортымской свиты залегают отложения ачимовской толщи, сложенной в подошве темно-серыми аргиллитами с редкими прослоями светло-серых алевролитов, местами известковистых. Верхняя часть толщи представлена чередованием пластов песчаников, серых, мелкозернистых, аркозовых алевролитов, местами известковистых, и темно-серых аргиллитов, часто алевритистых с включениями обуглившихся растительных остатков. Выше залегают аргиллиты темно-серые с прослоями алевролитов и песчаников. В кровле свиты выделяется песчано-глинистая пачка, характеризующаяся изменчивым литологическим составом. Песчаные пласты индексируются как БС₁₂, БС₁₁, БС₁₀ и являются продуктивными.
Для достижения цели авторами изучены обломочные породы сортымской свиты, характеризующиеся плохой сортировкой обломочного материала.

Рассмотрим результаты, полученные при исследовании пласта БС₁₀, которые использовались для формирования базы данных и моделирования зон остаточных запасов углеводородов. Породы пласта БС₁₀ сформировались в прибрежно-морских и мелководно-морских условиях, о чем свидетельствует определенный тип слоистости и смятие осадков (рис. 1).

В литологическом отношении горизонт БС₁₀ сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Наиболее выдержанные песчано-алевролитовые тела связаны с отложениями фаций бурового комплекса, широко развитыми в пласте БС₁₀¹ . Эти отложения характеризуются наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами (коллектора III и IV классов) и максимальными дебитами. Нижележащие пласты БС₁₀² и БС₁₀³ имеют линзовидное строение и менее выдержанны по площади. Эти пласты имеют более низкие коллекторские свойства (преимущественно IV и V классы по Хаину А.А.). Песчаники и алевролиты всех пластов горизонта имеют сходные литологические характеристики (рис. 2).

В породах-коллекторах выделяются два основных литолого-петрофизических типа пород с практически одинаковой пористостью, но значительно различающихся по фильтрационным свойствам из-за разного типа и содержания глинистого цемента.
Коэффициент открытой пористости пород-коллекторов горизонта варьируется в широком диапазоне от 16,0 до 30,5 % и в среднем равен 23,6 %.
Коэффициент проницаемости варьируется от 1×10^-3 до 813×10^-3 мкм² и в среднем составляет 108×10^-3 мкм². Значение коэффициента водоудерживающей способности в среднем — 37 %.

Несмотря на повсеместное развитие пласта БС₁₀, он не отличается выдержанностью, так как общая толщина изменяется от 11 до 58 м, а эффективная от 0,5 до 32 м. Увеличение толщины песчаных тел зональных интервалов происходит с востока на запад, с резким увеличением угла наклона поверхностей прослоев и последующим замещением коллекторов плотными разностями пород. Толщина отдельных проницаемых прослоев колеблется от 0,2 до 14,6 м, в среднем составляя 1,7 м. Наиболее высокие фильтрационно-емкостные свойства коллектора характерны для северо-западной части районе, где нефтенасыщенные толщины достигают 15–18 м и пласт сложен более мощными пропластками. В этом районе дебиты скважин максимальны. В направлении на юго-восток расчлененность пласта и породы возрастает, а породы замещаются полностью глинистыми разностями. Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0,26, проницаемость — 0,54 мкм², насыщенность — 0,53, пористость — 22,6 %.

Таким образом, рассмотрев весь комплекс продуктивных пластов БС_10-12, следует отметить высокую степень неоднородности строения пластов и изменчивости коллекторских свойств, как по площади, так и по размеру, что является типичным для горизонта в пределах всего Сургутского свода. Наблюдаются улучшенная характеристика ФЕС в кровле и постепенная глинизация разреза к подошве.
По результатам сопоставления литолого-петрографических параметров, полученных при исследованиях керна и данных ГИС, были установлены границы зон остаточных запасов пласта БС₁₀ и построена уточненная 2D-модель (рис. 3). Эта модель отражает границы зоны остаточной нефтенасыщенности и дает представление о местоположении и объемах остаточных запасов полезных ископаемых.