CC BY
24
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-30-35 УДК 552.122 I Научная статья
Результаты работ по созданию фациальных моделей и проблемы прогноза межскважинного пространства продуктивных пластов в меловом и юрском нефтегазоносных комплексах Западной Сибири
Грищенко М.А.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия [email protected]
Аннотация
Данная статья продолжает цикл научных публикаций ПАО «НК «Роснефть», посвященных развитию научного направления в области фациального моделирования сложнопостроенных геологических объектов нефтегазовых месторождений в пределах Российской Федерации. В статье приведены результаты работ по созданию фациальных моделей в разных стратиграфических комплексах Западной Сибири, которые послужили основой локализации наиболее продуктивных зон и обоснованием для оптимизации систем разработки трудноизвлекаемых запасов. Приводится текущий статус проблем в области фациального моделирования и прогноза межскважинного пространства.
Материалы и методы исследований и разных стохастических алгоритмов трехмерного
Материалы: данные разномасштабных видов исследований геолого- моделирования.
геофизической и промысловой информации, включая лабораторные
исследования керна, петрофизическую интерпретацию керна, Ключевые слова
ГИС, данные сейсмических исследований (включая результаты седиментологический анализ, концептуальная модель,
инверсионных преобразований и атрибутного анализа). сейсмофациальный анализ, фациальная модель
Методы: для создания цифровой фациальной модели использованы методики комплексирования данных керна, ГИС, сейсмических
Для цитирования
Грищенко М.А. Результаты работ по созданию фациальных моделей и проблемы прогноза межскважинного пространства продуктивных пластов в меловом и юрском нефтегазоносных комплексах Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 8. С. 30-35. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-30-35
Поступила в редакцию: 10.11.2022
GEOLOGY UDC 552.122 I Original Paper
Results of facies modeling and productive formations cross-well prediction problems in the cretaceous and jurassic oil and gas reservoirs of Western Siberia
Grishchenko M.A.
"Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia [email protected]
Abstract
This article continues the cycle of scientific publications of "NK "Rosneft" PJSC devoted to the development of the scientific direction in the field of facies modeling of complex geological objects of oil and gas fields within the Russian Federation. The article presents the results of work on the creation of facies models in different stratigraphic complexes of Western Siberia, which served as the basis for localization of the most productive zones and justification for optimizing systems for the development of hard-to-recover reserves. Present the current status of problems in the field of facies modeling and forecasting of inter-well space.
Materials and methods Methods: to create a digital facies model, methods of combining core
Materials: data on various types of geological, geophysical and field data, logging, seismic studies and various stochastic algorithms
information studies, including laboratory core studies, petrophysical of 3D modeling were used.
core interpretation, logging, seismic studies (including results
of inversion transformations and attribute analysis). Keywords
sedimentological analysis, conceptual model, seismic facies analysis, facies model
For citation
Grishchenko M.A. Results of facies modeling and productive formations cross-well prediction problems in the cretaceous and jurassic oil and gas reservoirs of Western Siberia. Exposition Oil Gas, 2022, issue 8, P. 30-35. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-30-35
Received: 10.11.2022
Актуальность
Особенности распределения начальных геологических запасов по площади и объему залежей углеводородов (УВ) в сложных геологических резервуарах, сформированных полифациальным комплексом отложений, приводят к низкой эффективности системы поддержания пластового давления (ППД), риску получения нерентабельных дебитов в скважинах, неоднозначности размещения эксплуатационных скважин и т.д. Для создания наиболее достоверной геологической модели объектов необходимо разрабатывать фациальную модель, которая позволяет обосновать изменчивость поведения коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов согласно условиям их формирования [1]. Поэтому в настоящий период большое внимание уделяется созданию фациальных моделей на основе комплексного анализа керна, геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсмических данных для прогноза и уточнения зон развития коллекторов с улучшенными фильтрационными свойствами.
Результаты исследования
Важным этапом в процессе создания фациальных моделей является разработка концептуальной седиментологической модели объекта и обоснование морфологии и размеров геологических тел в зависимости от условий их формирования. Для средне-юрского и верхнемелового полифациальных комплексов, где преобладают континентальные и переходные обстановки осадко-накопления, наиболее важным является обоснование типов и размеров речных систем. Для нижнемелового комплекса (пласты АВ1-АВ4 5), верхнеюрского (Ю1) и верхней части средней юры (Ю2) с преобладанием мелководно-морских и прибрежно-морских условий значимым является установление типов дельтовой системы и особенностей мелководного побережья.
Далее рассмотрим характерные фаци-альные модели объектов, приуроченные к среднеюрскому (пласты Ю2-9), верхнеюрскому (пласт Ю1), нижнемеловому (пласты группы АВ1-АВ4 5) и верхнемеловому комплексу (пласты ПК).
Нижнемеловой комплекс
Для Самотлорского месторождения были подготовлены две фациальные модели в разных стратиграфических интервалах: верхнеюрском (пласт Ю1) и нижнемеловом (пласты АВ1-АВ4 5). В пределах пласта АВ]-2, отложения которого были сформированы в мелководно-морской обстановке, по данным керна и ГИС были выделены 3 основных фа-циальных региона: высокодинамичной зоны авандельты, умеренно динамичной зоны мелководного шельфа и низкодинамичной зоны удаленного шельфа (на уровне базиса спокойных волн). Трехмерный фациальный тренд явился основой распределения литоло-гических разностей: крупнозернистых/мелкозернистых песчаников, алевролитов, глин, плотных прослоев и параметров ФЕС. Высокая проницаемость до 1-4 Д соответствует зоне авандельты (среднее 95 мД). В центральной умеренно динамичной зоне среднее значение проницаемости — 39 мД, а восточная часть залежи сложена низкопроницаемыми тонкослоистыми глинисто-алевролитовыми отложениями «рябчика» со средней проницаемостью 6 мД. Трехмерная фациальная модель (ФМ) группы пластов АВ1-АВ3 послужила
Рис. 1. Фациальная модель Самотлорского месторождения — пласт АВ11-2: а — Эй-модель фаций; б — модель литологии
Fig. 1. Facies model of Samotlor field, reservoir AV11-2: a - 3D facies model; б - lithology model
основой подсчета запасов и размещения эксплуатационного фонда с целью разработки запасов низкопроницаемых отложений.
Верхнеюрский комплекс
Особенности осадконакопления пласта ЮВ1 васюганской свиты выявили отчетливую связь между влиянием тектонических процессов и распределением фациальных ассоциаций продуктивного пласта (рис. 2). Анализ геолого-статистических разрезов (ГСР) позволил выделить в пределах площади четыре основных типа, связанных с фа-циальными ассоциациями пластов (рис. 2а). На качество пласта ЮВ1 существенную роль оказали не только условия седиментации, но и тектонические постседиментационные деформации. Фации с ухудшенными ФЕС и низкой долей коллектора 15 % (зеленый цвет) расположены вдоль зоны горизонтальных сдвигов, которые представляют собой безамплитудные разломы и не фиксируются на временных разрезах [4].
Среднеюрский комплекс
В среднеюрском интервале разреза для пластов тюменской свиты было создано несколько ФМ в пределах Ханты-Мансийского автономного округа: от региональных двумерных моделей Уватского и Красноленин-ского районов для выявления наиболее перспективных фациальных зон до детальных трехмерных моделей с целью сопровождения эксплуатационного бурения. Для определения типов речных систем и параметров геометризации самого русла, руслового пояса и пойменной долины были привлечены данные керна, ГИС, результаты палеотектониче-ских реконструкций и данные спектральной
декомпозиции. По данным керна с определенной долей условности были определены следующие основные типы рек: спрямленные, ветвящиеся, меандрирующие и аносто-мозирующие, в каждой из которых особым образом формируются комплексы песчано-алевролитовых отложений.
При обосновании ширины руслового пояса особое внимание уделялось вопросам оценки глубины канала из-за врезания русла, аккумуляции и причленения к отложениям предшествующего русла по данным ГИС. Были проанализированы авторские формулы для расчета как минимум пяти исследователей (Collinson (1978), Lorenz (1985), Leeder (1973), Bridge and Tye (2000) и др.), но выбор остановился на работе Fielding, Grane (1987), где была получена связь глубины канала и ширины руслового пояса для различных пяти морфологических типов каналов. Поэтому в дальнейшем для каждого типа речной системы была использована своя формула расчета.
В нижней части разреза тюменской свиты (пласты Ю8-Ю9) преобладают ветвящиеся типы рек с шириной руслового пояса 600-1 000 м, глубина которых существенно варьирует от 2 до 12 м. Вверх по разрезу в зависимости от палеорельефа (пласты Ю5-Ю7) развиваются широкие системы меандрирую-щих рек шириной по 2-3 км при глубине русла 3-18 м. Вышеуказанные типы речных систем имеют характерные отображения в сейсмических образах. В верхней части разреза (пласты Ю3-Ю4) характерно развитие сети мелких разветвленных приливно-отливных каналов глубиной 0,7-4,8 м, их прогнозирование по площади по данным сейсмических исследований будет невозможно.
В целом по разрезу тюменской свиты преобладает трансгрессивный фациальный ряд. В условиях резко расчлененного рельефа в нижней части разреза повсеместно формируются аллювиальные конусы выноса, опоясывающие выступы фундамента. Анализ палеотектонического развития территорий в комплексе с данными керна и ГИС позволяет сформировать схему палеорусел и водных потоков в рельефе фундамента, которые унас-ледованно развиваются вверх по разрезу. Следует отметить, что в процессе геологического развития происходила трансформация типов речных систем от спрямленных и ветвящихся в пластах Ю89 до меандрирующих русел в пластах Ю4-7. В этот период формировались мощные песчаные тела русловых тел
различной морфологии. В кровле тюменской свиты на смену меандрирующих русел приходят условия приливно-отливной низменной равнины с широким развитием маломощных анастомозирующих каналов — и размеры геологических объектов резко сокращаются (пласт Ю34). Для пласта ЮК2 характерно развитие прибрежно-морских фаций дельтового комплекса (рис. 3).
Макрофации, выделенные по керну скважин, в дальнейшем используются для распознавания методами ГИС в скважинах без отбора керна. В общем схема делится на 3 основных этапа: подготовка, типизация разреза — распознавание нейронными сетями (через карты кохонена, вейвлет преобразования) и получение матрицы вероятности
выделения каждой фации. В результате получается ряд нечетких множеств, среди которых для континентальных отложений с большой долей уверенности по значения гамма-каротажа можно выделить фацию русел и поймы (рис. 4). Характеристика ФЕС макрофаций в разрезе тюменской свиты позволяет выделить наиболее привлекательные — это отложения заливной дельты, русел и песков разлива, где доля коллектора достигает 75 %, а бесперспективными являются отложения поймы и центральной части залива, в которых доля коллектора не превышает 2-3 %.
Обобщенные данные по разработке субконтинентального комплекса отложений уже доказали прямую взаимосвязь накопленной добычи с песчанистостью и фациями пласта.
Рис. 2. Особенности распределения фациальныхзон в пределах пласта Ю1 васюганской свиты Самотлорского месторождения: а — структурная карта по ОГ Б; б — карта фациальных ассоциаций пласта Ю1; в — ГСР по зонам фациальных ассоциаций, красный — предположительно, линеаменты, сдвиговые дислокации
Fig. 2. Features of the distribution of facies zones within the zone J1 the Vasyugansk formation of the Samotlor field: a - structural map of FG B; б - map of facies associations of J1 formation; в - GSS by facies association zones, red - presumably lineaments, shear dislocations
Рис. 3. Характеристика геологических тел в разрезе тюменской свиты: а — седиментологический профиль по скважинам (Н.П. Девятка); б — типы речных систем
Fig. 3. Description of geological bodies in the section of the Tyumen formation: a - sedimentological profile by wells (N.P Devyatka); б - types of river systems
Кпор, % — пойма -русла
а б
BHD — фронт дельты/delta front, CB — центральная часть залива/central part of the bay, FC — русловые отложения/channel sediments, CS — пески разлива/spill sands, LD — озерная фация/lake facies, FP — фации поймы/floodplain facies
Рис. 4. Характеристика макрофаций: а — особенности распределения ФЕС макрофаций; б — графики распределения значений гамма-каротажа для русловых и пойменных отложений (А.В. Новак)
Fig. 4. Characteristics of macrophies: a - peculiarities of the distribution of the of the FCP of macrophies; б - plots of the distribution of gamma logs for channel and floodplain deposits (A.V. Novak)
Наиболее привлекательные фации имеют высокий коэффициент песчанистости, который напрямую зависит от плотности и сообщаемо-сти песчаных тел (рис. 5).
Прогноз межскважинного пространства по данным сейсмических исследований в среднеюрском комплексе
Интерпретация сейсмических данных и прогноз геолого-геофизических параметров в среднеюрском нефтегазоносном резервуаре ограничены разрешающей способностью сейсморазведки и особенностями данного комплекса. Высокая расчлененность разреза, неоднородность коллекторов, наличие тонких углистых пропластков и отсутствие выдержанных глинистых прослоев существенно осложняют межскважинную и фазовую корреляцию отражающих горизонтов (ОГ). Единственным надежным сейсмогеологиче-ским репером для данного комплекса является ОГ Б, приуроченный к кровле баженовской свиты (рис. 6а). Фазовая корреляция всех нижележащих ОГ по кровлям пластов Ю2-Ю7 затруднена и носит большую долю условности. Стратификация кровли кристаллического фундамента (ОГ А) по скважинным данным и ГИС не вызывает затруднений, но корреляция ОГ А осложнена в связи с высокой плотностью тектонических нарушений, пронизывающих кровлю фундамента и нижнюю часть осадочного чехла (рис. 6б).
Наличие маломощных невыдержанных углистых пропластков оказывает существенное влияние на характер волновой картины в интервале тюменской свиты (рис. 6б). Создание синтетического временного разреза, где было исключено влияние углей, показало, что фактически весь изучаемый интервал представляет собой слабоконтрастную сейсмогео-логическую толщу. Отмеченные особенности затрудняют не только создание структурно-тектонической модели объекта, снижают достоверность палеотектонических реконструкций территории, но и ограничивают возможности прогноза геолого-геофизических параметров резервуара по сейсмическим атрибутам и данным спектральной декомпозиции.
Однако на одном из участков моделирования, который характеризовался контрастным палеорельефом на всем протяжении формирования среднеюрского комплекса осадков, удалось получить взаимосвязи между фациальными группами и сейсмическими фациями. На основе комплексного анализа керна, ГИС и сейсмофаций была создана фациальная модель пластов Ю2-Ю9, которая показала существенное перераспределение
эффективных нефтенасыщенных толщин по площади залежи относительно детерминированной модели подсчета запасов 2017 г. (рис. 7а, б). На основании фациальной модели были выделены русловые тела, что привело к изменению песчанистости, контуров перспективных районов и дальнейшей корректировке эксплуатационного фонда скважин.
Достоверность ФМ была оценена по результатам последующего бурения. Дальнейший период эксплуатации показал высокую подтверждаемость основных параметров модели: распределение эффективных и нефте-насыщенных толщин, ФЕС, профилей добычи.
Верхнемеловой комплекс
В интервале покурской свиты было создано несколько трехмерных ФМ для газонасыщенных пластов ПК1 в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа. Целью создания было выявление зон высокой проводимости пластов для контроля прорывов воды и прогноза зон повышенной обводненности по площади газовых залежей [2].
Седиментологический анализ керна и ГИС подтверждает полифациальное строение пласта ПК1 и схожесть с условиями формирования верхних пластов тюменской
свиты. Здесь также фиксируются переходные и прибрежно-морские обстановки со сложной формой морского побережья (рис. 8). В пласте выделяются разные типы разрезов — от цикличного до монолитного строения, причем количество циклитов варьирует от 3 до 4 на разных месторождениях. Общая трансгрессивная направленность разреза обусловила изменение типов речных систем от меандрирующих русел в подошве пласта до разветвленной сети маломощных каналов и ручьев в верхней части разреза (рис. 8б, в). Кровля пласта повсеместно сформирована в условиях влияния морского бассейна. Снизу вверх отмечается снижение эффективных толщин, песчанистости, ухудшение ФЕС. Выявлена следующая общая закономерность: повышенные темпы обводненности продукции скважин фиксируются в зонах развития монолитного строения пластов с отложениями русловых тел, которые представляют собой высокопроницаемые интервалы пласта.
В завершении необходимо коротко отметить некоторые закономерности вторичных изменений пород — коллекторов. По данным петрографических исследований керна и результатам стадиального анализа, наибольшие изменения характерны для верхне-,
Рис. 5. Зависимость накопленной добычи от фациальныххарактеристик пласта: а — зависимость коэффициента соообщаемости от песчанистости; б — зависимость накопленной добычи от песчанистости; в — зависимость песчанистости от плотности и связанности каналов
Fig. 5. Dependence of cumulative production on facies characteristics of the formation: a - dependence of the coefficient of communication on sandstone; б - dependence of cumulative production on sandstone; в - dependence of sandstone on the density and connectivity of channels
Рис. 6. Особенности волновой картины в интервале среднеюрского комплекса (И.В. Мусатов, Е.А. Морозова): а — привязка отражающих горизонтов; б — наблюдаемый временной разрез (вверху); в — синтетический временной разрез без влияния углей Fig. 6. Features of the wave pattern in the interval of the middle jurassic complex (I.V. Musatov, E.A. Morozova): a - binding of reflecting horizons (reflectors); b - observed time section (top); в - synthetic time section without influence of coals
среднеюрских отложений. Здесь наиболее распространены следующие эпигенетические преобразования первичного осадка: карбо-натизация, сидеритизация, пиритизация, растворение и регенерация зерен, хлоритизация и др. Наибольшая степень преобразования затрагивает первично привлекательные высокопоровые отложения речных систем в нижней части тюменской свиты и верхнеюрские отложения, существенно ухудшая ФЕС первичных коллекторов. Поэтому в данных комплексах повсеместно отмечается высокая доля (до 7-10 %) плотных карбонатизирован-ных пропластков. Верхнемеловые отложения (пласт ПК1) в меньшей степени подверглись вторичным изменениям, и общее содержание карбонатизированных интервалов здесь не превышает 1-2 %. Указанные особенности следует учитывать при моделировании литологии юрских пластов, для которых необходимо создание двух моделей: первичного и измененного коллектора [3].
Итоги
Представленные материалы позволили подвести следующие итоги:
• геологические модели, созданные с учетом обстановок осадконакопления, позволяют наиболее обоснованно задавать параметры корреляции фациальных объектов согласно их морфологии и размерам, определять геологическую природу и местоположения наиболее привлекательных фациальных объектов;
• несмотря на различные стратиграфические уровни, отложения юрского и мелового комплекса имеют схожие фациаль-ные характеристики. Для всех отмечается снизу вверх по разрезу трансформация речных систем от крупных меандриру-ющих русел до маломощных приливно-отливных ручьев, которые перекрываются мелководно-морскими отложениями дельтовых комплексов. В такой же закономерности изменяются и параметры ФЕС;
Рис. 7. Сопоставление карт эффективных нефтенасыщенных толщин (ННТ) пласта
ЮК2-9 по фациальной и детерминированной моделям Каменного ЛУ, юг: а — карта ННТ
2017 г.; б — карта ННТ2019 г. (М.А. Грищенко, А.Б. Алчина, А.В. Новак)
Fig. 7. Comparison of net oil pay (NNT) maps of zone JK2-9 by facies and deterministic models
Kamennoye license area, south: a - NNTмap 2017 year; б - NNTмap 2019 year
(M.A. Grishchenko, A.B. Alchina, A.V. Novak)
• целевое назначение фациальных моделей для юрского комплекса и пласта ПК1 различаются. В юрском комплексе необходим поиск зон развития наиболее привлекательных фаций и коллекторов с улучшенными ФЕС для повышения эффективности разработки. В отложениях же верхнего покура выявление зон высокой проводимости пластов необходимо для контроля прорывов воды и прогноза зон повышенной обводненности по площади газовых залежей;
• к сожалению, целый ряд актуальных вопросов, связанных с прогнозом межсква-жинного пространства по данным сейсмических исследований, не удалось решить в представленных работах;
• комплексирование результатов седимен-тологических исследований керна, алгоритмов распознавания фаций методами ГИС, палеотектонических реконструкций и сейсмофациального анализа должно стать важным инструментом повышения достоверности прогноза геологических моделей и эффективности разработки в целом.
Выводы
Обобщение результатов работ по созданию фациальных моделей, приуроченных к сред-неюрскому (пласты Ю2-9), верхнеюрскому (пласт Ю1), нижнемеловому (пласты группы АВ1-АВ4-5) и верхнемеловому комплексам Западной Сибири позволило отметить как общие закономерности, так и индивидуальные особенности данных разрезов, обозначить проблемы интерпретации и прогноза свойств по данным сейсмических исследований. Несмотря на большой опыт и разработанный алгоритм работ по созданию фациальных моделей, многие вопросы на текущий период развития технологий остаются нерешенными. Будущее фациального направления должно быть связано с 4Э-моделированием процессов седиментации, прогнозом степени эпигенетических преобразований первичного
Рис. 8. Концептуальные фациальные схемы пласта ПК1 покурской свиты: а — комплекс фаций приливно-отливныхравнин
G.J. Nichols (2012); б — фациальная схема циклитов ПК14; в — фациальная схема циклитов ПК12, желтые — полигоны русел, каналов
(Т.Э. Топалова)
Fig. 8. Conceptual facies diagrams of the PK1 Pokursky formation: a - complex of facies of the tidal plains G.J. Nichols (2012); б - facies scheme of cyclites PK14; в - facies scheme of cyclites PK12, yellow - polygons of channels, canals (T.E. Topalova)
коллектора, развитием методик дешифрирования данных спектральной декомпозиции и сейсмофаций.
Литература
1. Методика построения геологических моделей при подсчете запасов углеводородного сырья. М.: ФБУ «ГКЗ», 2014. С. 54-59.
2. Грищенко М.А., Аксенов А.И., Максимович О.Д., Щетинин А.С., Кривощеков И.С., Осипенко А.С. Сейсмофациальное моделирование как инструмент повышения достоверности прогноза добычи пласта ПКг Берегового месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 20. С. 54-62.
3. Грищенко М.А., Иванова И.В. Уточнение литологической модели пластов ВК13
в пределах Ем-Еговского лицензионного участка с учетом вторичных процессов карбонатизации коллекторов // Геология нефти и газа. 2021. № 2. С. 47-58.
4. Хаин В.Е. Тектоника континентов
и океанов. М.: Научный мир, 2001. 605 с.
ENGLISH
Results
The submitted materials made it possible to summarize the following:
• geological models created taking into account depositional environments allow the most reasonable determination of the correlation parameters of facies objects according to their morphology and dimensions, to determine the geological nature and locations of the most attractive facies objects;
• despite different stratigraphic levels, jurassic and cretaceous deposits have similar facies characteristics. For all, the transformation of river systems from large meandering channels to thin tidal streams, which are overlapped by shallow marine sediments of delta complexes, is noted from the bottom up along the section. In the same pattern, the parameters of the FEU change;
• the purpose of facies models for the Jurassic complex and the PKj reservoir varies. In the Jurassic complex, it is necessary to find the zones of development of the most attractive facies and reservoirs with improved reservoir properties to improve development efficiency. In upper pore deposits, identification of zones of high conductivity of formations is necessary to control water breakthrough and forecast zones of increased water cut over the area of gas reservoirs;
• unfortunately, a number of topical issues related to the forecast of the inter-well space based on seismic data could not be resolved
in the presented works; • integration of the results of sedimentological core studies, algorithms of facies recognition by logging methods, paleotectonic reconstructions and seismofacies analysis should become an important tool for improving the reliability of the forecast of geological models and the efficiency of development in general.
Conclusions
The generalization of the results of the work on the creation of facies models associated with the middle jurassic (zones J2-9), upper jurassic (zone Jj), lower cretaceous (zones AVj-AV^j) and upper cretaceous complexes of Western Siberia made it possible to note both general patterns and individual features of these sections, to identify problems of interpretation and prediction of properties based on seismic data. Despite the extensive experience and developed algorithm of work on the creation of facies models, many issues for the current period of technology development remain unresolved. The future of the facies direction should be related to the 4D modeling of sedimentation processes, the prediction of the degree of epigenetic transformations of the primary reservoir, the development of methods for decrypting spectral decomposition data and seismofacies.
References
1. Methodology for building geological models when calculating hydrocarbon reserves. Moscow: 2014, FBU "GKZ", P. 54-59.
(In Russ).
2. Grishchenko M.A., Aksenov A.I., Maksimovich O.D., Shchetinin A.S., Krivoshchekov I.S., Osipenko A.S. Seismic
facial modeling as a tool for increasing the reliability of the production forecast for the PK1 layer of the Beregovoye field. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 2020, issue 20, P. 54-62. (In Russ).
3. Grishchenko M.A., Ivanova I.V. Em-
Egovsky license area: update of BK1-3 beds
lithology model accounting for processes of secondary carbonatization. Oil and Gas Geology, 2021, issue 2, P. 47-58. (In Russ).
4. Hain V.E. Tectonics of continents and oceans. Moscow: Nauchnyi mir, 2001, 605 p. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Грищенко Марина Афанасьевна, к.т.н., старший эксперт, ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия Для контактов: [email protected]
Grishchenko Marina Afanasyevna, candidate of technical sciences, senior expert, "Tyumen petroleum research center" LLC, Tyumen, Russia Corresponding author: [email protected]
