ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ ПРИ НАСТРОЙКЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

УДК 550.8.053

DOI 10.31087/0016-7894-2020-6-87-96

Опыт использования сейсмических данных при настройке пластового давления в гидродинамической модели

© 2020 г.|В.А. Пухарев, А.Ю. Гусейн-заде, А.Г. Акимов, Н.В. Шалыгина

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия; vapukharev@tnnc.rosneft.ru; ayguseinzade@tnnc.rosneft.ru; agakimov@tnnc.rosneft.ru; nvshalygina@tnnc.rosneft.ru

Поступила 22.06.2020 г.

Доработана 01.07.2020 г. Принята к печати 19.08.2020 г.

Ключевые слова: пластовое давление; гидродинамическая модель; сейсмические атрибуты; гидродинамические исследования скважин; непроводящие границы; производная давления.

Аннотация: При создании фильтрационной модели важным этапом является настройка пластового давления. В процессе настройки оценивается корректность исторических данных, объем вовлекаемых запасов и учет фильтрационных границ. В статье проиллюстрирован пример апробации методики применения сейсмических данных и результатов гидродинамических исследований для решения задачи настройки пластового давления при гидродинамическом моделировании. Изначальная геологическая и гидродинамическая модели не предусматривали наличие экранирующих границ в связи с их неоднозначным выделением в рамках всех пластов. Для определения зон, ограничивающих объем дренирования, использовались карты когерентности, предположительно показывающие не только зоны разломов, но и зоны замещения, изменения свойств пласта. Эти границы были подтверждены результатами интерпретации гидродинамических исследований. При гидродинамических исследованиях, кроме модели неограниченного пласта, для учета наличия фильтрационных границ и для корректной интерпретации поведения производной давления, использовались следующие модели: единичного непроницаемого разлома; двух параллельных границ; двух непроницаемых границ, пересекающихся под определенным углом. Определялись признаки наличия границ на основе гидродинамических исследований, взаимовлияния скважин и согласованность этих данных с наличием выделения непроницаемых границ по сейсмическим атрибутам. После проведенного анализа в фильтрационную модель рассматриваемого месторождения были введены разломы как экранирующие границы. После расчетов сходимость по пластовому давлению выросла с 27 до 67 % и по большинству скважин расчетные значения достигли допустимых отклонений.

■ Для цитирования: Пухарев В.А., Гусейн-заде А.Ю., Акимов А.Г., Шалыгина Н.В. Опыт использования сейсмических данных при настройке пластового давления в гидродинамической модели // Геология нефти и газа. - 2020. - № 6. - С. 87-96. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-87-96.

Experience in using seismic data when setting reservoir pressure in a hydrodynamic model

© 2020 |V.A. Pukharev, A.Yu. Guseinzade, A.G. Akimov, N.V. Shalygina

Tyumen Petroleum Research Center, LLC, Russia; vapukharev@tnnc.rosneft.ru; ayguseinzade@tnnc.rosneft.ru; agakimov@tnnc. rosneft.ru; nvshalygina@tnnc.rosneft.ru Received 22.06.2020

Revised 01.07.2020 Accepted for publication 19.08.2020

Key words: reservoir pressure; hydrodynamic model; seismic attributes; well testing; sealing boundaries; pressure derivative.

Abstract: Setting up the reservoir pressure is an important stage of hydrodynamic modelling. This procedure is related to both validity of legacy production data and correctness of drained reserves assessment, including the accounting for impermeable boundaries, faults, and reservoir limits. When setting the reservoir pressure, there are problems associated with the convergence of calculated and actual reservoir pressure. The paper presents an example of practical approval of the method of seismic data and well testing results application to solve the problem of reservoir pressure setting up in hydrodynamic modelling. The initial geological and hydrodynamic models did not provide for impermeable boundaries because of their ambiguous delineation within all the beds. Coherence maps were used to determine the zones limiting the extent of fluid movement (presumably) showing not only fracture zones but also replacement zones and changes in reservoir properties. The results of interpretation of well testing data confirmed these boundaries. In the well testing under consideration, in addition to the model of infinite layer, the following models were used to take into account the flow unit boundaries and interpret the pressure derivative behaviour: model of a single impermeable fault; model of two parallel boundaries; and model of two impermeable boundaries intersecting at certain angle. Evidences of the presence of the boundaries were determined on the basis of well testing, wells interference, as well as these data consistency with the impermeable boundaries identified in seismic attributes. Following the analysis, faults were introduced to the full-field model as impermeable boundaries. After the calculation, convergence with the respect to reservoir pressure increased from 27 to 67 %, and estimated values reached the acceptable deviations in most wells.

■ For citation: Pukharev V.A., Guseinzade AY., Akimov A.G., Shalygina N.V Experience in using seismic data when setting reservoir pressure in a hydrodynamic model. Geologiya nefti i gaza. 2020;(6):87-96. DOI: 10.31087/0016-7894-2020-6-87-96. In Russ.

Введение

При построении гидродинамической модели настройка пластового давления является одним из важных этапов моделирования. Этот процесс связан с корректностью как исторических данных по добыче, так и оценки дренируемых запасов, в том числе учета непроницаемых границ, разломов, зон замещения. При настройке пластового давления возникают проблемы, связанные со сходимостью расчетного и фактического пластового давления.

Цель статьи заключается в апробации методики применения сейсмических данных и результатов гидродинамических исследований для решения задачи настройки пластового давления при гидродинамическом моделировании.

В рамках настоящей статьи рассматривается площадь, относящаяся к одному из нефтяных месторождений на юге Западной Сибири. В геологическом отношении на месторождении выделяется три тектоноформационных этажа: нижне-среднепалео-зойский складчатый фундамент, промежуточный раннемезозойский структурный комплекс и мезозой-кайнозойский платформенный чехол.

Геотектонические условия формирования месторождения

Юрские отложения развиты на всей территории месторождения и перекрывают породы складчатого палеозойского фундамента.

Нефтеносность месторождения и прилегающих территорий связана с отложениями верхней подсви-ты тюменской свиты аален-батского возраста среднего отдела юры — пластами Ю2-Ю4 (рис. 1).

Образование целевых пластов Ю2-Ю4 происходило в озерно-аллювиальных условиях осадкона-копления. Как правило, основные коллекторы для этих пластов приурочены к песчано-алевролитовым разностям, относящимся, согласно условиям осадко-накопления, к фациям русел, поймы, головной и фронтальной частей дельт, а также песчаных баров и каналов [2].

Залежи нефти на месторождении приурочены к локальной структуре (рис. 2). На основе результатов палеотектонического анализа установлено, что она является структурой древнего заложения. Формирование ее современного облика продолжалось в юрское и меловое время.

Рост структуры сопровождался образованием серии тектонических нарушений, которые выделяются по временным разрезам и разрезам атрибутов (рис. 3).

По сейсмическим данным, в пределах месторождения на временных разрезах предполагаемые тектонические нарушения уверенно прослеживаются на уровне доюрских отложений, затухая в юрском интервале. Данные разломы могут достигать

целевых пластов, но, в силу их малоамплитудности и ограничений метода сейсморазведки, могут не отображаться на временных разрезах. В связи с этим определение точной конфигурации предполагаемых тектонических нарушений на уровне каждого целевого пласта затруднительно.

Во время выполнения сейсмической интерпретации, при динамическом анализе, на месторождении было рассчитано большое число сейсмических атрибутов, как объемных, так и поверхностных.

Задачи, решаемые при динамическом анализе, различны. Помимо прогноза фильтрационно-ем-костных свойств резервуара, они включают выявление различных неоднородностей, как связанных с условиями седиментации, так и приуроченных к предполагаемым тектоническим нарушениям [3].

Одним из сейсмических атрибутов, рассчитанных в рамках выполнения сейсмической интерпретации, является когерентность, представляющая собой меру подобия сейсмических трасс.

Данный атрибут используется как эффективная основа для выделения и оконтуривания тектонических нарушений, а также при поиске и выявлении тонких геологических особенностей и различных изменений стратиграфии [4]. На рис. 4 представлена карта когерентности для целевого пласта Ю4.

Предпосылки создания фильтрационной модели месторождения

На стадии геологического изучения месторождения, при комплексной сейсмогеологической интерпретации, замкнутые тектонические блоки не выделялись. В связи с этим видимые геологические неоднородности и возможные тектонические нарушения не были введены в геологическую модель, которая являлась основой для гидродинамического моделирования.

Для построения фильтрационной модели рассматриваемого месторождения использованы фактические данные: акты перфорации и привязки перфорации в полевых условиях, также учитывалась возможность вскрытия дополнительных объемов за счет высоты трещины, образовавшейся в результате гидроразрыва пласта. В качестве фактического пластового давления принималось среднее значение в контуре питания (радиусом не более 300 м), в качестве расчетного — значение среднего пластового давления в регионе вокруг скважины с радиусом, равным половине расстояния между скважинами (в среднем 300 м), с учетом вскрытых интервалов перфорации. В ходе работ по настройке фильтрационной модели были установлены расхождения значений расчетного и фактического пластового давления. Расчетное пластовое давление по добывающим скважинам превышает фактическое, при этом расчетное пластовое давление по нагнетательным скважинам

Рис. 1. Геологическая характеристика месторождения Fig. 1. Geological characteristics of the field

mi

I 7 \13

ИДЕАЛЬНЫМ РАЗРЕЗ КОСЫ

-. 1 .< Почва ¿¿¿Ц Прирусло

Бар стремнины вой вал

Основание косы :: Корни

Амальгамация Основание косы Конус прорыва

Лаги, интракласты Вершина древней косы Слоистый алеврит и глина

Мелкомасштабная косая слоистость

Искаженная восходящая рябь

Горизонтальная слоистость

Табулярная косая слоистость

Конкреции

КОСА И БАР СТРЕМНИНЫ

Конус

прорыва

Торф

Слоистый алеврит

СТАРИЦА (ОТМЕРШЕЕ РУСЛО)

A — фрагмент сводного геолого-геофизического разреза, B — общая седиментационная модель образования целевых пластов и типичные разрезы реки с меандрирующим руслом (по [1] изменениями).

1 — глины, аргиллиты; 2 — пески, песчаники; 3 — алевриты, алевролиты; 4 — диатомиты; 5 — опоки; 6 — глины опоковидные;

7 — аргиллиты битуминозные; 8 — порфириты; 9 — растительный детрит; 10 — пирит; 11 — сидерит; 12 — уголь; 13 — нефтеносность

A — fragment of integrated geological and geophysical cross-section, B — general depositional model of target bed formation and typical cross-sections of a river with meandering channel (after [1], modified).

1 — shale, claystone; 2 — sand, sandstone; 3 — silt, siltstone; 4 — diatomite; 5 — opoka; 6 — opoka-like clay; 7 — bitumenous claystone;

8 — porphyrite; 9 — plant detritus; 10 — pyrite; 11 — siderite; 12 — coal; 13 — presence of oil

Рис. 2. Карта изохрон пласта Ю4 Fig. 2. Isochrone map of Ю4 reservoir

характеризуется значениями ниже фактического давления. Отклонения расчетных значений от фактических в ряде случаев были существенны (рис. 5), что свидетельствует о несоответствиях фактических и расчетных объемов дренирования при установленной геологии и корреляции в межскважин-ном пространстве. Наиболее вероятной причиной указанных расхождений является наличие экранирующих границ между скважинами и/или границ, фиксирующих объемы дренирования.

Для определения зон, ограничивающих объем дренирования, использовались карты когерентности, предположительно показывающие не только зоны разломов, но и зоны замещения, размыва, изменения свойств пласта. Эти границы были подтверждены результатами интерпретации гидродинамических исследований и в дальнейшем введены в фильтрационную модель.

Анализ гидродинамических исследований на наличие фильтрационных границ

При гидродинамических исследованиях пласт можно считать бесконечно действующим при условии, что на импульс давления, вызванный изменением режима работы скважины при распространении в пласт, не влияют какие-либо границы. При достижении разломов характер поведения забойного давления заметно меняется относительно модели неограниченного пласта. Границы с полным отсутствием фильтрации типичны для непроводящих тектонических нарушений, литофациальной неоднородности. Наиболее часто в практике гидродинамических исследований используются следующие модели: единичного непроницаемого разлома (непроводящий сброс/взброс, литологическое замещение, несогласное залегание пород); двух параллельных границ (песчаные тела вытянутой формы — русло/канал); двух непроницаемых границ, пересекающихся под определенным углом (рис. 6) [5].

К примеру, при наличии одиночной вертикальной непроницаемой границы в билогарифмическом масштабе наблюдается два уровня стабилизации производной давления, причем для второго псевдорадиального потока уровень проницаемости в два раза ниже базового (согласно методу «источника», влияние границ учитывается вводом фиктивной скважины с идентичным расходом, распложенной зеркально относительно границ искомой на расстоянии 21). Для ситуации с двумя пересекающимися границами в области дренирования скважины производная давления будет расти при уменьшении угла между границами, следовательно, второй период стабилизации производной будет соответствовать Р2стаб = (360Р1стаб) / 0 (см. рис. 6).

Чем дальше от скважины находятся неоднородности, тем более продолжительным должно быть исследование для точной диагностики отклика дав-

ления, т. е. степень влияния напрямую зависит от расстояния, геометрических особенностей границ и гидропроводности межскважинного пространства.

Предварительный анализ данных гидродинамических исследований рассматриваемого месторождения свидетельствует о значительной доле промысловых объектов, характеризующихся высокой степенью неоднородности (рис. 7). Скважины, приуроченные к данным зонам, в большинстве случаев оказывают негативное влияние на разработку и контроль параметров пласта. Следует выделить основные осложняющие факторы: а) существенное снижение энергетики при сравнительно небольших отборах; б) низкую эффективность системы поддержки пластового давления (локально перекаченные зоны, прорывы по трещинам, возникшим при автогидро-разрыве пласта) [6].

При длительных исследованиях границы на таких объектах представлены в основном моделью единичного непроницаемого барьера либо двумя пересекающимися разломами.

К примеру, низкую связанность коллектора в районе скв. 17 можно наблюдать по данным глубинных замеров пластового давления (гидроразрыв пласта, Рприем на запуске) при поочередном вводе скважин с первоначальным уровнем энергетики около 28,4-29,4 МПа, причем отборы окружения должны были привести к снижению пластового давления новых скважин как минимум на 2-3 МПа. Согласно гидродинамическим исследованиям, в скважинах 13, 17 на поздних временах кривой восстановления давления диагностируется рост производной давления, соответствующий единичному непроницаемому барьеру либо двум разломам, пересекающимся под углом более 120° (см. рис. 7), что подтверждает наличие непроницаемых фильтрационных границ, диагностируемых по сейсмическому атрибуту когерентность, которые были введены в фильтрационную модель. Долговременный мониторинг технологических параметров и данных гидродинамических исследований показал отсутствие влияния нагнетательной скв. 10 на скважины 4 и 13. Согласно кривой восстановления давления в скв. 4, показано ближайшее расположение непроницаемых фильтрационных границ (рис. 8), где условия схожи с дренированием локального частично замкнутого объема, при этом расстояние до ближайшего барьера оценивается приблизительно в 50-90 м.

Корректировка фильтрационной модели

В связи с вышеизложенным было принято решение о введении в фильтрационную модель границы между скважинами 4, 10, 13, которая диагностировалась между этими скважинами на карте когерентности (см. рис. 8).

В процессе настройки фильтрационной модели некоторые непроницаемые границы, введенные в

Рис. 3. Фрагменты сейсмических разрезов Fig. 3. Fragments of seismic sections

Рис. 4. Карта сейсмического атрибута когерентность Fig. 4. Map of seismic attribute "Coherence"

ОГ Б

ОГ Б,

ОГ Ю,

ОГ Ю/ ОГ Ю/ ОГ Ю

ОГ А

B

Разрезы: А — сейсмический временной, B — по сейсмическому атрибуту Chaos

Sections: А — seismic time, B — seismic attribute "Chaos"

1.1 'A 4 4J

А Л ^ Ч 'Л^ . %Jt T 11

^ л

<4

Л» i> У7т t.' L

t11 .-15

bas*?*'

iïi

* - Г

1—100 —125

С24 *

1

Усл. обозначения см. на рис. 2 For Legend see Fig. 2

Рис. 5. Кроссплот адаптации пластового давления без разлома Fig. 5. Crossplot of formation pressure history match without fault

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

/ / У У

/ / / у / У

/ / у / у у у

/ / у у У * У У

/ у* • у

Î / « / / • / s

/ _ у

/ ' S / /

у

10 20 30 40

Пластовое давление (факт.), МПа

модель на основании атрибута когерентность, были перенесены по площади в связи с подтверждением влияния нагнетательной скважины на добывающую как по гидродинамическим исследованиям скважин, так и по результатам их работы. В частности, по результатам гидродинамических исследований было определенно влияние нагнетательной скв. 14 на скв. 16 (см. рис. 8). В связи с этим расположение границы, которая по карте когерентности проходила между ними, была смещена за скв. 14.

о

2500 м

0

50

Рис. 6. Особенн о сти поведения производной давления в билогарифмическом масштабе Fig. 6. Pressure derivative behaviour on log-log plot

Время (Ln At)

B

10

0,1

- 170 0 ■ 135 90 ..........

= • • 45 (ref)

Р1стаб

,4* 0 - 360° P P 1стаб 2стаб

:

A

Li

0,01

0,1

t, ч

2 n a з

4

5

Модели: A — единичного непроницаемого разлома и двух параллельных границ, B — двух непроницаемых границ, пересекающихся под определенным углом.

1 — ограниченный объем дренирования; две непроницаемые границы (2-3): 2 — параллельные, 3 — пересекающиеся под углом 45° (a) и 90° (b); 4 — единичный непроницаемый разлом; 5 — неограниченный пласт

Models: A — single impermeable fault and two parallel boundaries, B — two impermeable boundaries intersecting at certain angle. 1 — limited volume of fluid movement; two impermeable boundaries (2-3): 2 — parallel, 3 — cutting across at the angles 45° (a) and 90° (b); 4 — single impermeable fault; 5 — infinite layer

Изначально в геологической и гидродинамической моделях не предусматривалось наличие экранирующих границ в связи с их неоднозначным выделением в рамках всех пластов.

В фильтрационную модель рассматриваемого месторождения были введены разломы как экранирующие границы. После расчетов было замечено, что

сходимость по пластовому давлению выросла с 27 до 67 % и по большинству скважин расчетные значения достигли допустимых отклонений (рис. 9).

Однако для ряда скважин достичь улучшения сходимости не удалось, например для скважин 17 и 18, которые начали бурить в декабре 2017 г. и марте 2018 г. соответственно (значения нефтенасыщен-

е1

1

100

1000

Рис. 7. Влияние литофациальной неоднородности, тектонических нарушений на анализ гидродинамических исследований

(характерные диагностические признаки ограниченности коллектора) Fig. 7. Influence of lithofacies heterogeneity and faults on the analysis of well testing data (typical diagnostic characters of reservoir limitation)

A

C

-

IARF

Атрибут когерентность

B Атрибут когерентность sik

10 та С tu s i 1 1 ro CI

>

/ IARF

0, 1 1 10 100 t. ч

1 L.......1/2........

IARF

Атрибут

ут

когерентность

t, ч

10 100

1 ЬШш

_

10 5 -0

A — ^в. 13, B — скв. 17, С — скв. 4, D — обзорный график скв. 4.

1 — модель; 2 — исходные данные; дебит, м3/сут (3-5): 3 — жидкости, 4 — нефти, 5 — воды A — Well 13, B — Well 17, С — Well 4, D — summary plot, Well 4.

1 — model; 2 — initial data; rate, m3 per day (3-5): 3 — fluid, 4 — oil, 5 — water

07.05.2018

01.06.2018

26.06.2018

21.07.2018

15.08.2018

t. ч

10

V 1

D,1

22-

12

Рис. 8. Карта положения фильтрационных границ пластов (A) и атрибута когерентность (B)

Fig. 8. Influence of lithofacies heterogeneity and faults on the analysis of well testing data (typical diagnostic characters of reservoir limitation)

Скважины (1, 2): 1 — добывающая, 2 — нагнетательная; 3 — принятые в модели фильтрационные границы на основе гидродинамических исследований, факта и сейсмического атрибута; 4 — скорректированная граница сейсмического атрибута по результатам гидродинамических исследований и фактического режима скважин 14 и 16, перенесенная севернее скв. 4. Остальные усл. обозначения см. на рис. 2

Wells (1, 2): 1 — producer, 2 — injector; 3 — flow unit boundaries accepted in the model on the basis of well testing, actual data, and seismic attribute; 4 — boundary of seismic attribute corrected on the result of well testing and actual well operating constraints (wells 14 and 16) moved north of well 4. For other Legend items see Fig. 2

Рис. 9. Кроссплот адаптации пластового давления с разломами Fig. 9. Crossplot of formation pressure history match with faults

50

45

а

П

^ 40

л 35

е

д

о

s 30

е

и

н 25

е

л

в

а д 20

е

о в 15

о

т

с

а л 10

П

5

0

✓ У У У У У

У У У У У

У s У ' У

У У У У' У • У У

У ' .У* / ^ * • У s

Ф S у • У , *

S*' У У У

У

s" Л V У

S

10 20 30 40

Пластовое давление (факт.), МПа

50

о

2500 м

0

ных толщин в скважинах не менее 36 м). После их непродолжительной работы и небольших отборов (скв. 17 — 10,2 тыс. т, скв. 18 — 9,3 тыс. т) в данных скважинах были проведены исследования кривой восстановления давления (скв. 17 — 28.08.18, скв. 18 — 30.08.18), по которым установлено очень низкое пластовое давление — 15,4-15,5 МПа, при запуске на первоначальном давлении — 29,4 МПа. Фактическая проницаемость по скважинам (0,011-0,016 мкм2) воспроизведена в гидродинамической модели, однако фактическое пластовое давление воспроизвести не удается — в гидродинамической модели пластовое давление выше. Описанные результаты кривой восстановления давления по скв. 17, свидетельствующие о наличии в ближайшем расположении непроницаемой границы, еще фактически не подтверждены по скважинам окружения, кроме скв. 18, в связи с чем невозможно установить точное положение этих непроницаемых границ и их конфигурацию. Возможно, возле скважин существуют дополнительные границы, которые не выделяются на карте когерентности, т. е. неизвестно их местоположение и размеры, и, соответственно, нет возможности корректно оценить направление потоков, а также произвести геологическое построение.

Заключение

В результате проведенного комплексного анализа сейсмических данных и материалов гидродинамических исследований удалось существенно улучшить настройку гидродинамической модели в части сходимости по пластовому давлению относительно первоначальной настройки. В дальнейшем по данным бурения проектного фонда скважин планируется проводить мониторинг полученных результатов.

Незнание масштаба неоднородностей и их локализации является критичным для эффективного управления разработкой месторождений. Верификация неоднородностей методами гидродинамических и трассерных исследований, данных в процессе бурения позволит эффективно принимать ключевые решения при оптимизации системы заводнения и уплотняющего бурения в более выгодные зоны.

При оценке дренируемых районов месторождения с трудноизвлекаемыми запасами необходим комплексный подход, который должен основываться не только на геологическом строении и корреляции пластов, но и на анализе результатов гидродинамических исследований и их связи с выделяемыми по сейсмическим данным границами.

Литература

1. Einsele G. Sedimentary Basins, Evolution, Facies and Sediment Budget. 2nd Edition. - Springer-Verlag, 2000. - 792 p.

2. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. - Тверь : ООО «Издательство «ГЕРС», 2011. - 152 с.

3. Козлов Е.А. Модели среды в разведочной сейсмологии. - Тверь : ООО «Издательство «ГЕРС», 2006. - 479 с.

4. Chopra S., Marfurt K.J. Seismic Attribute Mapping of Structure and Stratigraphy. - Талса : EAGE, 2006. - 226 с.

5. Эрлагер Р. мл. Гидродинамические исследования скважин / Под ред. М.М. Хасанова; пер. с англ. А.В. Щебетова. - М.-Ижевск : Изд-во «Институт компьютерных исследований», 2004. - 467 с.

6. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых месторождений. - М. - Ижевск: Изд-во «Институт компьютерных исследований», 2011. - 896 с.

References

1. Einsele G. Sedimentary Basins, Evolution, Facies and Sediment Budget. 2nd Edition. Springer-Verlag; 2000. 792 p.

2. Baraboshkin E.Yu. Prakticheskaya sedimentologiya. Terrigennye rezervuary. Posobie po rabote s kernom [Practical sedimentology. Terrigenous reservoirs. Reference guide for core handling]. Tver': Izdatel'stvo "GERS"; 2011. 152 p. In Russ.

3. Kozlov E.A. Modeli sredy v razvedochnoi seismologii [Subsurface models in exploration seismology]. Tver': Izdatel'stvo "GERS"; 2006. 479 p. In Russ.

4. Chopra S., Marfurt K.J. Seismic Attribute Mapping of Structure and Stratigraphy. Tulsa: EAGE; 2006. 226 p.

5. Earlougher R.C. Jr. Advances in Well Test Analysis. New York: SPE; 1977. 264 p.

6. Kremenetskii M.I., Ipatov A.I., Gulyaev D.N. Informatsionnoe obespechenie i tekhnologii gidrodinamicheskogo modelirovaniya neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii [Oil and gas fields: dataware and well testing technologies]. Moscow-Izhevsk: Izd-vo "Institut komp'yuternykh issledovanii"; 2011. 896 p. In Russ.

Информация об авторах

Пухарев Валерий Александрович

Эксперт по сейсморазведке ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625048 Тюмень, ул. Максима Горького, д. 42 e-mail: vapukharev@tnnc.rosneft.ru

Information about authors

Valery A. Pukharev

Seismic Surveys Expert

Tyumen Petroleum Research Center, LLC,

42, ul. Maksima Gor'kogo, Tyumen, 625048, Russia

e-mail: vapukharev@tnnc.rosneft.ru

Акимов Андрей Генадьевич

Главный специалист

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625048 Тюмень, ул. Маскима Горького, д. 42 e-mail: agakimov@tnnc.rosneft.ru

Гусейн-Заде Алекпер Юрий-оглы

Руководитель группы

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», 625048 Тюмень, ул. Максима Горького, д. 42 e-mail: ayguseinzade@tnnc.rosneft.ru

Шалыгина Наталья Вадимовна

Специалист

ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень 625048 Тюмень, ул. Максима Горького, д. 42 e-mail: nvshalygina@tnnc.rosneft.ru

Andrey G. Akimov

Chief Specialist

Tyumen Petroleum Research Center, LLC,

42, ul. Maksima Gor'kogo, Tyumen, 625048, Russia

e-mail: agakimov@tnnc.rosneft.ru

Alecper Yu. Guseinzade

Team Leader

Tyumen Petroleum Research Center, LLC,

42, ul. Maksima Gor'kogo, Tyumen, 625048, Russia

e-mail: ayguseinzade@tnnc.rosneft.ru

Nataliya V. Shalygina

Specialist

Tyumen Petroleum Research Center, LLC,

42, ul. Maksima Gor'kogo, Tyumen, 625048, Russia

e-mail: nvshalygina@tnnc.rosneft.ru