CC BY
20
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», № 3, 2022
25.00.12 (1.6.11) ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ 25.00.17 (2.8.4) РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ УДК 553.982 И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Черненко К.И., ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский федеральный университет», Еремина Н.В., Институт наук о земле, кафедра геологии нефти и газа, Туманова Е.Ю. г. Ставрополь, Россия
линейные зоны повышенной продуктивности нефти в карбонатной залежи пушкарского поля зимне-ставкинско-правобережного месторождения
DOI: 10.37493/2308-4758.2022.3.2
Введение. Объектом исследования является карбонатная залежь нефте-
кумской свиты Зимне-Ставкинско-Правобережного месторождения (Пушкарское поле), приуроченная к нижнетриасовым отложениям Восточного Ставрополья. Цель исследования -повышение эффективности освоения месторождения нефти на основе выявления зон повышенной продуктивности скважин. Для достижения поставленной цели предполагается решение следующих задач: оценка влияния тектонических и геодинамических факторов; выделение зон повышенной продуктивности скважин, связанных с системой трещин, сопутствующих зонам разгрузки тектонических напряжений.
Материалы и методы
исследований. Материалами послужили геолого-промысловые данные о залежах нефти (в том числе о продуктивности скважин), геофизические исследования более 200 глубоких скважин, данные сейсморазведки, космоснимки различных масштабов, сейсмо-геологические профили, структурные карты, карты изопахит эффективных нефтенасыщенных толщин, карты текущих и накопленных отборов и другие материалы научных и производственных организаций. Применялись следующие методы исследования: анализ, систематизация и обобщение геологических, геофизических и промысловых данных, системно-аэрокосмический метод, включающий классическую технологию дешифрирования и интерпретации космических снимков. Применялась разработанная авторами методика выявления зон повышенной продуктивности скважин в карбонатных залежах с учетом данных дешифрирования космических снимков.
Результаты исследований
и их обсуждение. Приводится анализ зон повышенной продуктивности скважин.
Установлено, что данные зоны имеют преимущественно линейный характер, причем линейность накопленной добычи нефти не зависит от времени ввода скважин в эксплуатацию. Структурный фактор, эффективная нефтенасыщенная толщина, высота над контактом, открытая пористость, нефтенасыщенность, удельные запасы нефти пласта не являются определяющими факторами линейности. На основе анализа геотектонической активности изучаемого региона рассмотрено влияние геодинамического фактора на продуктивность скважин и выявлено, что зоны повышенной трещиноватости, обуславливающие увеличение продуктивности скважин, являются результатом разгрузки тектонических напряжений. Установленная закономерность приуроченности направлений линейных зон повышенной тре-щиноватости наблюдается не только для карбонатных нефте-кумских отложений, но и для терригенных отложений верхней части разреза месторождения.
Разработана методика выделения по направлениям линеамен-тов дневной поверхности зон повышенной трещиноватости и повышенной продуктивности скважин карбонатных залежей нефтекумской свиты, обусловленной разгрузкой тектонических напряжений. Результаты исследования могут быть использованы для выдачи рекомендаций по выделению перспективных объектов доразведки для уплотняющего бурения и проведения геолого-технологических мероприятий для повышения извле-каемости остаточных запасов.
направление разрывных нарушений, зоны повышенной продуктивности, линеаменты, коллекторы трещинного типа, накопленная добыча, космические снимки.
Выводы.
Ключевые слова:
Chernenko K.I., Yeriomina N.V., Tumanova Ye.Yu.
Institute of Earth Sciences, NCFU,
Stavropol, Russia
Linear zones of increased oil productivity in the carbonate reservoir of the Pushkarskoe area of Zimne-Stavkinsko-Pravoberezhnoye field
Introduction. The object of research is the carbonate deposit of the Neftekumsk suite of the Zimne-Stavkinsko-Pravoberezhnoye field (Pushkarskoye area), confined to the Lower Triassic deposits of the Eastern Stavropol. The purpose of the research is to increase the efficiency of oil field development based on the identification of zones of increased well productivity. To achieve this goal, the
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
Линейные зоны повышенной продуктивности нефти в карбонатной залежи . . Черненко К.И., Еремина Н.В., Туманова Е.Ю.
Results and discussion.
following tasks are supposed to be solved: assessment of the influence of tectonic and geodynamic factors; identification of zones of increased productivity of wells associated with a system of fractures accompanying zones of tectonic stresses discharge.
Materials and methods
of research. The materials included geological and field data on oil deposits
(including well productivity), geophysical surveys of more than 200 deep wells, seismic data, satellite images of various scales, seismic-geological profiles, structural maps, isopach maps of effective oil saturated thicknesses, maps of current and cumulative recoveries and other materials of scientific and industrial enterprises. The following research methods were used: analysis, systematization and generalization of geological, geophysical and field data, the system-aerospace method, including the classical technology of interpretation of space images. The methodology developed by the authors for identifying zones of increased productivity of wells in carbonate deposits was used, taking into account satellite imagery interpretation data.
The analysis of zones of increased productivity of wells is given. It is established that these zones are predominantly linear in nature, and the linearity of the cumulative oil production does not depend on the time of putting the wells into operation. Structural factor, effective oil pay thickness, height above the contact, open porosity, oil saturation, specific oil reserves of the formation are not the determining factors of linearity. Based on the analysis of the geotectonic activity of the studied region, the influence of the geodynamic factor on well productivity was considered and it was revealed that zones of increased fracturing, which cause an increase in well productivity, are the result of tectonic stresses discharge. The established pattern of confinement of the directions of linear zones of increased fracturing is observed not only for carbonate Neftekumsk deposits, but also for terrigenous deposits in the upper part of the field cross-section.
Conclusion. This methodology has been developed for identifying zones of
increased fracturing and increased productivity of wells in the carbonate deposits of the Neftekumsk suite, due to the discharge of tectonic stresses, according to the directions of the lineaments of the day surface. The results of the research can be used to issue recommendations for identifying promising additional exploration objects for infill drilling and carrying out geological and technological measures to increase the recoverability of residual reserves.
Key words: direction of faults, zones of increased productivity, lineaments,
fractured reservoirs, cumulative production, satellite images.
Введение
Разработка месторождений, приуроченных к нефте-кумской свите, ведется более 40 лет. Были детально изучены многие вопросы стратиграфии, литологии, тектоники, промысловой геологии. Это позволило накопить обширный материал как о геологическом строении региона, так и о параметрах разработки месторождений. Наиболее крупные объекты выработаны на более чем 50 %. Довольно остро стоит вопрос о повышении эффективности выработки остаточных извлекаемых запасов карбонатных сложнопостроенных залежей. В условиях дороговизны традиционных методов доразвед-ки и геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях нефти и газа для старых нефтегазодобывающих территорий необходимо применение относительно малозатратных способов повышения эффективности доразведочных и геолого-промысловых работ. На юге России при планировании системы разработки нефтяных и газовых месторождений часто недооценивалось влияние трещино-ватости на коллекторские свойства горных пород [1, 2]. Вместе с тем установлено влияние тектонического фактора на добычу углеводородов для карбонатных и терригенных коллекторов мезозойского возраста [3].
материалы и методы исследований
В качестве информационных источников использованы результаты изучения данных бурения и испытаний скважин, геолого-промысловые данные о залежах нефти (в том числе о продуктивности скважин), космоснимки видимого спектра различных масштабов и другие материалы научных и производственных организаций, а также многочисленные публикации по исследуемой проблеме.
Исследование карбонатных природных резервуаров нефтяных месторождений старых добывающих регионов с целью выявления объектов, перспективных для доразведки и проведения геолого-технологических мероприятий обычно ведется на основе традиционных подходов с использованием комплексных полевых геологических и геофизических работ [4, 5, 6, 7, 8, 9].
Так, исследователями под руководством Peter Hennings (Питер Хеннингс) применяются специальные методы ГИС, в частнос-
ти, микроимиджеры (MicroImager [FMI]), которые позволяют получать параметры трещиноватости. Данная группа исследователей занимается выявлением взаимоотношений между полями напряжений, зонами разломов, трещиноватостью и продуктивностью природных трещиноватых резервуаров, приуроченных к кристаллическому и метаморфическому фундаменту, и залегающими выше тер-ригенными и карбонатными породам. В качестве примера их исследований можно привести публикацию, посвящённую прогнозированию продуктивности газового месторождения Субан (Индонезия) [10]. Продуктивность коллектора определяется локальным напряжением, воздействующим на существующие разломы и сопряженные с ними зоны трещиноватости, что приводит к увеличению их проницаемости и миграции газов. По результатам исследования были пробурены две скважины, каждая из которых показала трех- и семикратное улучшение фильтрационного потенциала.
Классический подход является трудоёмким и связан с расходом большого количества времени и затрат. К тому же, он в большей части применяется на исследуемых объектах, но не всегда позволяет изучить геолого-промысловое строение месторождений в такой степени, чтобы хотя бы большинство эксплуатационных скважин показывали высокую продуктивность. 3D сейсмоработы, применение микроимиджеров и другие технологии классического подхода очень дороги и не рентабельны для старых нефтегазодобывающих регионов.
В истоках подхода, использованного в настоящей статье, лежат исследования М.В. Нелепова с единомышленниками [1, 2, 3, 11, 12, 13], а также примеры использования дешифрования данных дистанционного зондирования Земли и комплексной интерпретации геофизических и геохимических данных при моделировании сложнопостроенных залежей нефти и газа [14, 15]. Такой подход может рассматриваться как оптимальный, поскольку основной задачей данного научного исследования является использование доступных по затратам и времени ресурсов для выявления зон повышенной трещиноватости и, соответственно, повышенной продуктивности коллекторов.
Использованы следующие методы научных исследований: анализ, систематизация и обобщение геологических и промысло-
вых данных (в т.ч. данных гидропрослушивания скважин), системно-аэрокосмический метод, включающий классическую технологию дешифрирования и интерпретации космических снимков. Применялась методика выявления зон повышенной продуктивности скважин в залежах с учетом данных дешифрирования космических снимков.
Результаты исследований и их обсуждение
Пробная эксплуатация залежи нефти начата в 1975 г. разведочной скважиной. Начальный дебит по нефти составил более 5 у.е. при обводненности продукции 1,3 %. Промышленное разбури-вание залежи было начато в 1982 г. Всего в эксплуатации перебывало 37 скважин, в том числе 33 скважины в добыче.
Накопленная добыча нефти на одну эксплуатационную скважину составляет в среднем 31 у.е. Средняя начальная обводненность по скважинам составила 24 %, изменяясь от 0,6 % до 96 %.
Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1985 г., в последующие годы, несмотря на увеличение фонда добывающих скважин, годовые отборы нефти стали резко снижаться. Это было связано с падением дебитов нефти по скважинам, так как скважины эксплуатировались фонтанным способом. При переводе скважин на механизированный способ эксплуатации дебиты нефти стали расти до 2000 г., однако к 2010 г. дебиты уменьшились в 2-3 раза. Фонд добывающих скважин на этот период - 3-4 шт.
Закачка воды в пласт с целью поддержания пластового давления производилась с перерывами до 2008 г., для этого использовались 6 скважин, которые вводились в нагнетание из бурения или переводились из добывающего фонда. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой составляет 180 %.
Начальное пластовое давление в залежи составляло 37,5 МПа, по состоянию на 2010 г. пластовое давление уменьшилось до 30,5 МПа. Режим залежи - упруго-водонапорный.
Особенностью разработки данной залежи нефти является равномерное распределение добывающих скважин по площади и крайне неравномерные накопленные отборы нефти. Скважины, расположенные на максимальных нефтенасыщенных толщинах, имеют на-
НАУКИ о ЗЕМЛЕ
Линейные зоны повышенной продуктивности нефти в карбонатной залежи
Черненко К.И., Еремина Н.В., Туманова Е.Ю.
копленные отборы от 1 до 112 у.е. Всего 5 скважин отобрали 45 % всей накопленной добычи нефти, еще 8 скважин отобрали 35 % и остальные 20 скважин - оставшиеся 20 %. Все это свидетельствует о сложности геологического строения залежи, что в значительной степени осложняет ее разработку. Стандартная карта разработки дает слабое представление о распределении добычи нефти по площади. С целью большей наглядности построена схема расположения зон повышенной продуктивности (ЗПП) нефтекумских отложений изучаемой залежи (рис. 1). Накопленная добыча нефти в скважинах разделена на 3 класса: скважины с низкой добычей - менее 20 у.е., средней добычей 20-50 у.е. и высокой добычей свыше 50 у.е.
Установленные линейные зоны повышенной продуктивности имеют субмеридиональную, диагональную и субширотную направленность. Скважины с наибольшими накопленными отборами нефти находятся в узлах пересечений линейных зон (91, 951, 41, 11, 2101, 111, 2171 - здесь и далее условные номера). Вблизи установленных зон повышенной продуктивности расположены скв. 181, 2401, 161, 2141, 2371, 21, 2321, 131, которые имеют средние значения накопленной добычи нефти. Скважины, с низкими величинами накопленных дебитов нефти преимущественно находятся вдали от зон с повышенной продуктивностью. Результаты гидропрослушивания [16] показывают, что скважины с установленной гидродинамической связью, главным образом, приурочены к выделенным ЗПП.
Наблюдаемая линейность накопленной добычи нефти не зависит от времени ввода скважин в эксплуатацию, структурного фактора, эффективной нефтенасыщенной толщины, высоты над контактом, открытой пористости, нефтенасыщенности, удельных запасов пласта.
Анализ тектонических особенностей территории [17], дешифрирование космических снимков, интерпретация выявленных лини-аментов позволяют установить, что зоны повышенной продуктивности определяются геодинамическим фактором [1, 2, 3, 11, 12, 13].
В тектоническом отношении рассматриваемый регион испытывает действие двух разнонаправленных напряжений: одного - со стороны, испытывающей воздымание в районе Главного
Кавказского хребта Альпийско-Кавказской складчатой системы, и другого - в перпендикулярном направлении - со стороны вовлеченного в поднятие Ставропольского свода. Разгрузка напряжений земной коры происходит через глубинные разломы, образующие систему блоков фундамента. Эти разломы выявлены комплексом геофизических исследований и бурением разведочных скважин. По данным аэрокосмических исследований блоки, выделенные по глубинным разломам, разбиваются на еще более мелкие, имеющие подчиненное значение и унаследованный характер в направ-
НАУКИ о ЗЕМЛЕ
Линейные зоны повышенной продуктивности нефти в карбонатной залежи
Черненко К.И., Еремина Н.В., Туманова Е.Ю.
Рис. 1. Схема зон повышенной продуктивности с данными по
гидропрослушиванию.
Условные обозначения: 1 - Изогипсы поверхности отложений биогенного карбонатонакопления нефтекумс-кой свиты нижнего триаса, м; 2 - Номер скважины/Накопленный отбор, у.е.; 3 - Линия внешнего водонефтяного контакта; 4 - Границы замещения коллекторов; 5 - Нагнетательная скважина; 6 - Возмущающая-нагнетательная скважина; 7 - Реагирующая скважина; 8 - Гидродинамическая связь есть; 9 - Гидродинамическая связь отсутствует;
Годы исследований: 10 - 1989; 11 - 1988; 12 - 1987;
13 - 1986; 14 - 1985; 15 - 1984; 16 - Зоны повышенной продуктивности; Величина накопленной добычи нефти: 17 - <20 у.е.; 18 - 20-50 у.е.; 19 - >50 у.е.
Fig. 1. Scheme of zones of increased productivity with interference
testing data. Legends:
1 - Isohypses of surface of deposits biogenic carbonate accumulations of the Lower Triassic Neftekums suite, m; 2 - Well number/Cumulative recovery, c . u . ; 3 - Line of outer oil-water contact; 4 - Boundary of reservoirs emplacement; 5 - Injection well; 6 -Active injection well; 7 - Listening well; 8 - There IS hydrody-namic connectivity; 9 - There is NO hydrodynamic connectivity; Years of research: 10 - 1989; 11 - 1988; 12 - 1987; 13 - 1986;
14 - 1985; 15 - 1984; 16 - Zones of increased productivity; Value of cumulative oil production: 17 - <20 c . u . ; 18 - 20-50 c . u . ; 19 - >50 c . u .
лениях вторичных разрывных нарушений [18]. Непосредственно внутри месторождений выделяются еще более мелкие линии разрывных нарушений субмеридианального и субширотного направлений, совпадающие с зонами, приуроченными к максимальным накопленным отборам нефти. Их направления близки к направлению глубинных разломов. Впервые эти линейные зоны были обнаружены в аптском ярусе [3, 13] Величаевско-Колодезного месторождения, находящегося западнее исследуемого объекта. Авторами установлено, что наблюдаемая линейность прослеживается на
Рис. 2. Схема расположения линиаментов района исследования.
Условные обозначения: 1 - Границы горного отвода; 2 -Разрывные нарушения; 3 - Объект исследования; Линиа-менты различного уровня достоверности: 4 - высокого; 5 - среднего, 6 - низкого.
Fig . 2 . Scheme of location of lineaments of the studied area . Legends: 1- Property line; 2 - Faults; 3 - Object of research; Linia-ments of different levels of confidence: 4 - liniaments of high level of confidence; 5 - liniaments of average level of confidence; 6 - liniaments of low level of confidence
НАУКИ о ЗЕМЛЕ
Линейные зоны повышенной продуктивности нефти в карбонатной залежи . . Черненко К.И., Еремина Н.В., Туманова Е.Ю.
большинстве залежей нефтекумской свиты, расположенных восточнее описываемой территории.
Направленность линеаментов выявляется при дешифрировании космических снимков месторождения, к которому относится залежь Пушкарского поля (рис. 2).
Интерпретируя поле линеаментов Восточного Предкавказья (региональный план), можно выделить две их основные системы: субширотно-диагональную («кавказскую») и ортогонально-субмеридиональную («антикавказскую»). Линеаменты субширотно-диа-гональной системы отображают геодинамическую обстановку Кавказа, характеризующуюся активным поперечным сжатием. Выделяется ранговая иерархия тектонических полей напряжений и соответственно линеаментов. Рассматривая поле линеаментов Восточного Предкавказья с тектонодинамических позиций, можно предположить, что линеаменты субширотно-диагонального простирания отражают направления осей главных нормальных напряжений наибольшего растяжения, а ортогонально-субмеридионального - наибольшего сжатия. Разрывные нарушения, дешифрируемые на кос-моснимках регионального плана, преимущественно представлены линеаментами первой группы. Геолого-геофизическими методами лучше фиксируются нарушения, связанные со сжатием, а на космо-снимках наиболее отчетливо выражены разрывы, отвечающие растяжению и зонам повышенной проницаемости пород осадочного чехла (зоны мезотрещиноватости) [19].
Основные закономерности поля линеаментов, выявленные на региональном плане, прослеживаются и на локальном уровне - территории Зимне-Ставкинско-Правобережного месторождения. Проведя анализ по исследуемой залежи, было замечено, что направления зон с повышенной добычей нефти близки к направлениям линеамен-тов и соответственно к разрывным нарушениям по палеозойскому фундаменту. Так на западной части территории проходит разрывное нарушение, имеющее меридиональное направление и простирающееся через Зимне-Ставкинское и Поварковское поля. Параллельно данному разрывному нарушению на космоснимке локального масштаба выделен линеамент меньшей протяжённости, незначительно выходящий за границу Пушкарского поля (исследуемая залежь), на-
клон которого отличается всего на несколько градусов. В восточной части исследуемого поля зафиксирован линеамент также меридиональной направленности, менее подтверждаемый по признакам дешифрирования. Также на поле выделено три линеамента диагональной и два линеамента субширотной направленности, длина которых различна. Линеаменты имеют различные уровни достоверности и некоторые из них выделяются менее уверенно по ряду причин.
Так, анализ планового соотношения глубинных разломов, разрывных нарушений и линеаментов показал [19], что далеко не всем известным или предполагаемым разрывным нарушениям на дневной поверхности соответствуют линейные элементы рельефа. Это может быть обусловлено тем, что:
— в рельефе отражаются только те нарушения, которые проявляли активность в новейшее время;
— местоположение значительного числа разломов, зафиксированных гео-лого-геофизическими методами, и само их наличие однозначно не установлено;
— линеаментам могут соответствовать бескорневые разрывные нарушения в верхних комплексах осадочных пород или нарушения типа трещин без смещения пластов по вертикали (зоны мезотрещинова-тости), которые стандартными геолого-геофизическими методами практически не фиксируются;
— линеаменты могут соответствовать еще не выявленным разрывным нарушениям;
— дизъюнктивные дислокации могут иметь наклонную плоскость сбрасывателя, что приводит к плановому несоответствию разломов и линеаментов.
Перечисленные факторы указывают на то, что взаимосвязь линеаментов и разрывных нарушений не ограничивается их плановым соответствием. Поле линеаментов является результатом воздействия на дневную поверхность новейших и современных тектонодинамических полей напряжений. Трассы линеаментов совпадают с направлением осей главных нормальных напряжений.
Примечательно, что направления описанных линеаментов совпадают с направлениями, приуроченными к зонам повышенной
продуктивности. С точки зрения авторов это обусловлено формированием системы трещин, проявляющихся внутри месторождений и являющихся результатом разгрузки тектонических напряжений. Эта система трещин имеет унаследованный характер направлений глубинных разломов, образующих систему блоков фундамента и более мелких вторичных разрывных нарушений.
Учитывая генезис этих зон, становится понятна тесная корреляция зон с повышенной накопленной добычей нефти по скважинам с линеаментами дневной поверхности, прослеживанием по всему разрезу в большей или меньшей степени, проявляясь в зависимости от количества скважин, участвовавших в разработке пластов.
Выводы
1. Проведенное исследование позволяет сделать вывод о влиянии глобальных тектонических процессов на локальные участки внутри исследуемого месторождения нефти, в результате которых образуются зоны повышенной трещиноватости, причем как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах.
2. Наблюдаемую приуроченность высокодебитных скважин к линейным зонам, имеющим тектонический генезис, следует учитывать при доразведке не-выработанных остаточных извлекаемых запасов нефти и планировании геолого-технических мероприятий.
3. Подобный подход целесообразно применять и на других месторождениях Восточного Ставрополья, что позволит оптимизировать систему их разработки. Для уточнения положения зон повышенной продуктивности целесообразно проводить детальный комплекс исследований, включающий палео- и современный тектонический и геодинамический анализы, сейсморазведку и другие исследования.
Благодарности
Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 20-35-90028.
Библиографический список
1. Моллаев З .Х . , Нелепов М . В . Поиски залежей УВ Восточного Ставрополья на основе концепции блокового строения осадочного чехла // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений . 2004 . № 7 . С . 21-22 .
2 . Nelepov M ., Gridin R. , Lutsenko O ., Sterlenko Z . , Tumanova
Ye ., Yeriomina N . , Chernenko K ., Gridin V. Fracture modeling of carbonate reservoirs of Low Triassic Neftekumsk formation of hydrocarbon field in Petrel software // EMMFT-2020: E3S Web of Conferences, 2021. 244. 03020 . ttps://doi . org/10 . 1051/ e3sconf/202124403020.
3 . Нелепов М . В . Линейные структуры в накопленной добыче
нефти Величаевско-Колодезного месторождения Ставропольского края // Нефтяное хозяйство, 2015 . № 9 . C . 96-97.
4 . Лебединец Н . П . Изучение и разработка нефтяных мес-
торождений с трещиноватыми коллекторами . М .: Наука, 1997.396 с .
5 . Багринцева К . И . Карбонатные породы - коллекторы неф-
ти и газа . М .: Недра, 1977 . 231 с .
6 . Методические рекомендации по выделению и оценке
сложных карбонатных коллекторов в нижнетриасовых и палеозойских отложениях Ставропольского края, Южного Мангышлака методами промысловой геофизики (РД 39-4544-81) . Грозный: СКТБ ПГ, 1981. 120 с .
7 . Нечай А. М . Изучение трещинных коллекторов методами
промысловой геофизики // Разведочная геофизика, 1969 . № 36 . С . 111-126 .
8 . Копылов Н . Т., Туртуков Г.Я . , Савельева Л . М . Методика
разведки залежей нефти в отложениях переходного комплекса Восточного Предкавказья // Перспективы нефте-газоносности переходного комплекса молодых платформ 1985. С . 123-137.
9 . Стасенков В . В ., Летавин А. И ., Копылов Н . Т. , Савельева
Л . М ., Шарафутдинов Ф . Г., Мирзоев Д.А. Перспективы поисков литолого-стратиграфических залежей нефти и газа в пермо-триасовых залежах Восточного Предкавказья // Геология нефти и газа . 1983 . № 5 . С . 23-27 . 10 . Henning P. , Allwardt P., Paul P. , Zahm Ch ., Reid R ., Alley
H ., Kirschner R ., Lee B ., Hough E . Relationship between fractures, fault zones, stress, and reservoir productivity in the Suban gas field, Sumatra, Indonesia // AAPG Bulletin . 2012 . 96 . P. 753-772 . D0l:10 .1306/08161109084 . 11. Нелепов М . В ., Томашев Д . В . , Папоротная А .А . Оценка влияния трещиноватости коллекторов на эффективность проведения геолого-технических мероприятий в продуктивных отложениях Восточного Ставрополья // Нефтепромысловое Дело . 2019 . №7(607) . С . 28-33. DOI: 10. 30713/0207-2351-2019-7(607)-28-32 .
12 . Нелепов С . В . , Ильченко П . В . , Нелепов М . В . Анализ сте-
пени влияния геологических факторов на величину накопленной добычи углеводородов // Газовая промышленность . 2015 . № 3 . С . 19-22 .
13 . Черненко К. И . , Нелепов М . В . , Ерёмина Н . В . Построение
цифровой геологической модели нефтяной залежи в условиях дефицита информации о параметрах трещинова-тости с применением данных дешифрирования // Деловой журнал Neftegaz . RU . 2021. №8 (116) . С . 36-40.
14 . Горбачев С . В ., Сырямкин В . И . Нейро-нечеткие методы в
интеллектуальных системах обработки и анализа многомерной информации . Томск: Национальный исследовательский Томский государственный университет. 2014 . С 276-337
15 . Харченко В . М ., Лапта Д . В ., Неркарарян А . Е . Комплексные
дистанционные и геофизические методы поисков залежей углеводородов (территория Центрального Предкавказья) // Наука . Инновации . Технологии . 2019 . №4 . С . 33-48.
16 . Томашев Д . В . Строение природного резервуара нефти в
нижнетриасовых отложениях (нефтекумская свита) Восточного Ставрополья по данным гидродинамических исследований // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета, 2012 . №3 (32) . С . 96-100.
17 Летавин А И , Орел С М , Чернышев и др Тектоника и не-фтегазоносность Северного Кавказа . М .: Наука, 1987. 94 с .
18 Корчуганова Н И , Корсаков А К Дистанционные методы геологического картирования: учебник. М .: КДУ, 2009. 288 с .
19 . Голованов М . П . , Дроздов В . В . Опыт линеаментного ана-
лиза в Предкавказье // Космическая информация при поисках, разведке и эксплуатации газовых месторождений: результаты и перспективы использования М : Труды ВНИ-ИГАЗА,1987 . С . 61-68 .
References
1. Mollaev Z . Kh ., Nelepov M .V. Search for hydrocarbon deposits in the Eastern Stavropol based on the concept of the block structure of the sedimentary cover // Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields . M .: JSC «VNIIO-ENG», 2004. No . 7 . P. 21-22 .
2 . Nelepov M ., Gridin R. , Lutsenko O ., Sterlenko Z . , Tumanova
Ye ., Yeriomina N . , Chernenko K ., Gridin V. Fracture modeling of carbonate reservoirs of Low Triassic Neftekumsk formation of hydrocarbon field in Petrel software // EMMFT-2020: E3S Web of Conferences, 2021. 244. 03020 . ttps://doi . org/10 . 1051/ e3sconf/202124403020.
3 Nelepov M V Linear structures in the saved-up oil production of the Velichayevsko-Kolodeznoye field of Stavropol region // Neftyanoe khozyaystvo, 2015 . № . 9 (1104) . P. 96-97.
4 . Lebedinets N . P. Study and development of oil fields with frac-
tured reservoirs . M .: Science, 1997 . 396 p .
5 . Bagrintseva K . I . Carbonate rocks - oil-and-gas reservoirs . M . :
Nedra, 1977. 231 p .
6 . Guidelines for the identification and evaluation of complex
carbonate reservoirs in the Lower Triassic and Paleozoic deposits of the Stavropol Territory, South Mangyshlak using the methods of field geophysics (RD 39-4-544-81) . Grozny: SKTB PG, 1981. 120 p .
7 . Nechay A . M . Study of fractured reservoirs using field geo-
physics methods // Exploration geophysics . 1969. No . 36 . P. 111-126 .
8 . Kopylov N . T., Turtukov G .Ya ., Savelyeva L . M . Methodology
for exploration of oil deposits in the sediments of the transitional complex of the Eastern Fore-Caucasus // Prospects for the oil-and-gas content of the transitional complex of young platforms . 1985 . P. 123-137.
9 . Stasenkov V.V. , Letavin A . I . , Kopylov N .T. , Savelyeva L . M . ,
Sharafutdinov F. G . , Mirzoev D .A . Prospects for the search for lithological-stratigraphic deposits of oil and gas in the Perm-ian-Triassic deposits of the Eastern Fore-Caucasus // Geology of oil and gas, 1983 . No . 5 . P. 23--27 . 10 . Henning P., Allwardt P. , Paul P., Zahm Ch ., Reid R ., Alley H . , Kirschner R , Lee B , Hough E Relationship between fractures, fault zones, stress, and reservoir productivity in the Suban gas field, Sumatra, Indonesia // AAPG Bulletin, 2012 . 96 . P. 753-772 . D0I:10 . 1306/08161109084.
11. Nelepov M . V., Tomashev D . V., Paporotnaya A . A . Impact of the natural fractures studies on the oil fields production efficiency program for Eastern Stavropol region // Neftepromislovoe Delo, 2019 . No . 7(607) . P. 28-33 . DOI: 10 .30713/0207-2351-2019-7(607)-28-32.
12 . Nelepov S . V. , Ilchenko P.V., Nelepov M .V. Analysis of the de-
gree of influence of geological factors on the amount of accumulated hydrocarbon production // Gas industry, 2015 . № . 3 . P. 19-22 .
13 . Chernenko K . I., Nelepov M . V. , Eremina N . V. Construction of a
digital geological model of an oil deposit in the conditions of a lack of information about the parameters of fracturing using interpretation data // Magazine Neftegaz . RU, 2021. № . 8 (116) . P. 36-40.
14 . Gorbachev S . V. , Syryamkin V. I . Neuro-fuzzy methods in in-
telligent systems of processing and analysis of multidimensional information . Tomsk: Tomsk State University. 2014 . P. 276-337
15 . Kharchenko V. M ., Lapta D .V., Nerkararyan A . E . Integrated
Remote and Geophysical Methods for Searching Deposits of Hydrocarbons (Territory of the Central Caucasus) // Science . Innovation . Technologies, 2019 . No . 4 . P. 33-48 .
16 . Tomashev D . V. The structure of the natural oil reservoir in the
Lower Triassic deposits (Neftekumsk suite) of the Eastern Stavropol region according to hydrodynamic studies // Bulletin of the North-Caucasus State Technical University, 2012 . № . 3 (32) . P. 96-100.
17 . Letavin A . I ., Orel S . M ., Chernyshev et al . Tectonics and oil-
and-gas potential of the North Caucasus . Moscow: Science, 1987.94 p .
18 . Korchuganova N . I., Korsakov A. K. Distant methods of geo-
logical mapping: textbook. Moscow: KDU, 2009 . 288 p .
19 . Golovanov M . P., Drozdov V.V. Experience of lineament analy-
sis in Ciscaucasia // Space information when searching, exploration and operation of gas fields: results and prospects of using . Moscow: Proceedings of VNIIGAZ, 1987 . P. 61-68 .
Поступило в редакцию 05.08.2022, принята к публикации 10.09.2022.
об авторах
Черненко Катерина Игоревна, старший преподаватель кафедры геологии нефти и газа Института Наук о земле ФГАОУ ВО СКФУ Scopus ID: 57216909166 . Researcher ID: AEA-6877-2022. ORCID: 0000-0003-1884-2313. Телефон: +7 (918) 880-20-80. E-mail: kchernenko@ncfu . ru kabiso@rambler. ru Еремина Наталья Владимировна, кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры геологии нефти и газа Института уаук о ремле ФГАОУ ВО СКФУ Scopus ID: 57216908112. Researcher ID: FFL-9679-2022. ORCID: 0000-0001-5869-2749. Телефон: +7(905)462-93-76 . E-mail: nveremina@ncfu . ru yeriominasai@mail . ru . Туманова Елена Юрьевна, кандидат геолого-минералогических наук, доцент, зав . кафедрой геологии нефти и газа Института наук о земле ФГАОУ ВО СКФУ Scopus ID: 57216909521. Researcher ID: G0V-4268-2022. ORCID: 0000-0002-1525-1625 .
Телефон: +7(962)-740-31-55 . E-mail: etumanova@ncfu . ru .
About the authors
Chernenko Katerina Igorevna, Senior lecturer of Chair of Geology of Oil and Gas, Institute of Earth Sciences, NCFU . Scopus ID: 57216909166.
Researcher ID: AEA-6877-2022 . ORCID 0000-0003-1884-2313 . Phone: +7 (918) 880-20-80 . E-mail: kchernenko@ncfu . ru kabiso@rambler. ru Yeriomina Natalia Vladimirovna, Candidate of Geologic-Mineralogical Sciences, associate professor of Chair of geology of oil and gas, Institute of Earth Sciences, NCFU . Scopus ID: 57216908112. Researcher ID: FFL-9679-2022. ORCID: 0000-0001-5869-2749 . Phone: +7 (905) 462-93-76 . E-mail: nveremina@ncfu . ru yeriominasai@mail . ru . Tumanova Yelena Yurievna, Candidate of Geologic-Mineralogical Sciences, associate professor, Head of Chair of Geology of Oil and Gas, Institute of Earth Sciences, NCFU . Scopus ID57216909521: Researcher ID: GOV-4268-2022 . ORCID: 0000-0002-1525-1625 . Phone: +7 (962) 740-31-55 . E-mail: etumanova@ncfu ru
