CC BY
47
оригинальная статья
DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2022.2.16 ' удк 553.982
Типизация отложений тюменской свиты по степени гидродинамической активности условий осадконакопления при создании петрофизической модели и дифференцированной интерпретации геофизических исследований скважин
Т.Г. Исакова1*, А.С. Персидская1, О.В. Хотылев1, Ю. А. Коточкова1, А.Д. Егорова1, Т.Ф. Дьяконова1, А.С. Мозговой1, В.В. Чуркина1, С.В. Козаков2, Н.В. Кожевникова2, Р.З. Ливаев2, В.С. Дручин2, Н.В. Белов3, Г.А. Калмыков1
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия 2Филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, Тюмень, Россия 3ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», Когалым, Россия
В статье рассмотрен фациальный анализ и применение его результатов для типизации пород тюменской свиты. Целью работы являлось создание алгоритмов для дифференцированной интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) тюменской свиты на основе детального изучения керна.
По керновым исследованиям, а также геолого-геофизической и промысловой информации по тюменской свите ряда месторождений Западной Сибири выявлены основные группы фаций, отражающие гидродинамическую активность условий осадконакопления: 1 группа - высокодинамические условия, 2 группа - переходные условия, 3 группа - низкодинамические условия.
На основе этой типизации созданы петрофизические модели отложений тюменской свиты: построены петро-физические зависимости с дифференциацией по фациальным зонам, получены граничные значения петрофизи-ческих параметров для выделения коллекторов в разных условиях осадконакопления, предложены алгоритмы дифференцированной интерпретации ГИС, в результате анализа испытаний и промыслово-геофизических исследований выявлены различия промысловых характеристик для разных условий седиментации, посчитаны линейные запасы нефти по новой петрофизической модели.
Освоение и внедрение комплексного подхода к интерпретации ГИС с учетом условий осадконакопления позволяет повысить достоверность определения свойств коллекторов тюменской свиты, эффективность подсчета запасов нефти.
Ключевые слова: Западная Сибирь, тюменская свита, фациальный анализ, петрофизическая модель, геофизические исследования скважин
Для цитирования: Исакова Т.Г., Персидская А.С., Хотылев О.В., Коточкова Ю.А., Егорова А.Д., Дьяконова Т.Ф., Мозговой А.С., Чуркина В.В., Козаков С.В., Кожевникова Н.В., Ливаев Р.З., Дручин В.С., Белов Н.В., Калмыков Г.А. (2022). Типизация отложений тюменской свиты по степени гидродинамической активности условий осадконакопления при создании петрофизической модели и дифференцированной интерпретации геофизических исследований скважин. Георесурсы, 24(2), с. 172-185. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2022.2.16
Введение
В настоящее время большое внимание уделяется изучению низкопроницаемых сложно построенных отложений тюменской свиты, имеющих региональное распространение на месторождениях Западной Сибири и содержащих большие запасы нефти.
Несмотря на длительный срок изучения геологии и нефтегазоносности тюменской свиты в Западной Сибири, все равно остается много нерешенных проблем, влияющих на эффективность разработки месторождений.
* Ответственный автор: Татьяна Геннадьевна Исакова e-mail: t.isakova@oilmsu.ru © 2022 Коллектив авторов
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)
Близость Уральских гор и Казахского нагорья сформировала сложный структурный план территории, который, в свою очередь, стал важнейшим фактором, определяющим условия осадконакопления в юрско-нижнемеловое время. Расчлененность рельефа обусловила вариативность палеогеографических обстановок и оказала большое влияние на формирование, распространение и строение отложений. Важно отметить, что тектонический режим повлиял и на дальнейшее преобразование толщ - гидротермальные процессы и повышенный тепловой поток оказали влияние на формирование и сохранность залежей углеводородов, на активное развитие вторичных преобразований пород-коллекторов.
Значительный вклад во всестороннее изучение юрских отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна внесли многие авторы (Конторович и др., 1975;
Нестеров, 1979; Вассоевич, 1983; Сурков, 1986; Гурари, 2005; Алексеев и др., 2009; Конторович и др., 2013 и др.).
Коллекторы тюменской свиты приурочены к осадочным толщам с частой сменой литологических типов пород по вертикали и латерали, характеризующихся существенными вторичными преобразованиями и, как следствие, сложным строением пустотного пространства. Разработка достоверной петрофизической модели таких коллекторов требует углубленных подходов к их изучению с привлечением широкого комплекса современных методов лабораторных исследований керна.
Тюменская свита, как объект разработки, из-за сложности геологического строения, низкой проницаемости коллекторов и неоднозначности прогноза их насыщенности относится к категории объектов с трудно извлекаемыми запасами, на которые распространяются льготные государственные дотации на разработку и добычу нефти. Поэтому детальное изучение тюменской свиты на основе современных подходов получения исходной информации и ее глубокой интерпретации является весьма актуальной задачей.
Целью данной работы являлось представление полного цикла обработки геолого-геофизических материалов тюменской свиты по ряду тестовых месторождений Западной Сибири, который включал детальные седимен-тологические исследования керна, изучение строения пород современными лабораторными методами, создание петрофизической основы интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) с учетом и по результатам седиментологических и петрофизических исследований керна, разработку алгоритмов интерпретации материалов ГИС с дифференциацией разреза по фациальным условиям осадконакопления для определения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. Все приведенные в статье результаты работы выполнены на основе авторского изучения керна, интерпретации ГИС, анализа испытаний и промыслово-геофизических исследований с учетом особенностей осадконакопления, что имело целью повышение прогноза коллекторских свойств пород тюменской свиты и уточнения геологических запасов
сложно построенных низкопроницаемых отложений тюменской свиты.
Данная работа посвящена памяти Н.Б. Вассоевича, который всегда считал, что литологические исследования должны лежать в основе всех геологических построений.
Материалы и методы
работа основана на комплексном изучении и обобщении литологического, седиментологического макро- и микроописания пород по колонкам каменного материала, результатов лабораторных исследований образцов керна, выполненных авторами в рамках данной статьи, ГИС, результатов испытаний и промысловых характеристик тюменских отложений. В работе использованы также результаты исторических исследований керна, представленные, как правило, стандартными видами изучения пород. Применялись различные авторские и исторические методики интерпретации материалов ГИС, выполнялся статистический анализ исходных и результирующих данных, сопоставление параметров, полученных авторами в результате работы, с величинами подсчетных параметров ранее опубликованных работ по изучаемым месторождениям.
результаты и обсуждение
особенности формирования и литолого-фациальные характеристики тюменской свиты
Изучаемый участок находится в западной части Западно-Сибирской плиты и приурочен к Новомо стовскому локальному поднятию, расположенному в центральной части Яхлинской седловины. В разрезе тюменской свиты выделяются нижняя (пласты Ю7 9), средняя (пласты Ю5 6) и верхняя (пласты Ю2 4) подсвиты. Нижняя и средняя под-свиты формировались в континентальных обстановках, в то время как верхняя часть свиты формировалась преимущественно в переходных и морских условиях.
разнообразие структурных особенностей палеоре-льефа при формировании осадков в континентальных, переходных и морских условиях существенно повлияло на распределение фаций и, соответственно, строение разрезов тюменской свиты (рис. 1).
Дельта
породы фундамента | || осадочный чехол Рис. 1. Обобщенная схема условий формирования тюменской свиты с основными фациями (по Hentz et al., 1997, с дополнениями)
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
Выделение фаций основано на ряде характерных признаков, некоторые из которых напрямую зависят от активности водной среды (Рединг и др., 1990). На основании детального описания керна, дополненного описанием петрографических шлифов, выделены следующие фации: русловые, пойменные, озёрные, пролювиального конуса выноса, мелководно-морские. По гидродинамической активности обстановки разделены на три основные группы: с низкой, средней (переходной) и высокой активностью. На рис. 2 приведена сводная систематизированная информация по фациям и выделенным гидродинамическим группам, полученная по результатам авторских современных специальных исследований керна.
Поровое пространство пород тюменской свиты представлено межзерновыми пустотами, а также участками в виде округлых, эллипсовидных, причудливых форм внутри зерен полевых шпатов (ПШ) (или по границам зерен ПШ) и в виде пустот, появившихся в результате полного выщелачивания зерен ПШ. По компьютерной томографии удалость проследить и оценить связанность пор между собой. Сообщаемость пор обусловлена многочисленными каналами и описывается специальным параметром, ACN (Average Connection Number), рассчитанным при помощи компьютерного моделирования образцов (Иванов и др., 2008). Для образцов из гидродинамически активных фаций радиус пор изменяется от 5 мкм до 230 мкм, в среднем равен 80-120 мкм. Параметр ACN 0,09-0,87, в среднем равен 0,28, а радиус каналов в среднем- 60-90 мкм (рис. 2).
В виду тонкозернистого строения межкомпонентное поровое пространство практически отсутствует, прослеживаются лишь единичные зерна ПШ со следами выщелачивания. Отсюда следует меньший радиус пор и каналов относительно пород из группы фаций с низкой гидродинамической активностью, для которых радиус пор равен 5-80 мкм, средний радиус каналов 10-30 мкм. Параметр сообщаемости (ACN) для таких пород варьирует в пределах 0-0,09.
Из авторских специальных исследований следует, что именно гидродинамическая обстановка в совокупности со структурным планом территории повлияли на распределение фаций и, соответственно, на формирование фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород.
Петрофизическая характеристика отложений с привязкой к литолого-фациальным особенностям
обычно в практике подсчета запасов углеводородов петрофизическая основа для обоснования алгоритмов интерпретации материалов ГИС создается по подсчетным объектам (продуктивным пластам) или группам под-счетных объектов без детализации по лито-фациальным характеристикам. Это связано, во-первых, с тем, что по массовым стандартным исследованиям керна зачастую не удается выявить значимые различия во взаимосвязях пе-трофизических параметров по керну дифференцированно по фациальным зонам единого пласта или по каким-либо другим особенностям рассматриваемых отложений. Во-вторых - наиболее распространенный случай - когда при выявленных закономерностях изменения свойств пород по керну с дифференциацией по определенным признакам, не удается найти их отражение в показаниях методов ГИС. В связи с этим, часть информации об объекте, полученная
при исследованиях на керне (микроуровень), теряется и обобщается (усредняется), что не всегда оправдано (Исакова и др., 2020).
Комплексная интерпретация специально выполненных авторами лито-фациальных, петрофизических исследований керна с геофизической характеристикой разреза в скважинах позволяет построить петрофизическую модель коллектора и учесть его фациальные особенности.
Анализ петрофизических параметров по выделенным фациальным обстановкам показал и подтвердил их закономерное ухудшение со снижением гидродинамической активности среды (переход от высокодинамических обста-новок осадконакопления к низкодинамическим) (рис. 3).
По выделенным фациальным группам были построены основные петрофизические зависимости. Это связи между коэффициентами пористости (К ), проницаемости (К ), остаточной водонасыщенности (Кво). Зависимости между петрофизическими свойствами позволяют судить о модели коллектора.
Особенностью данной работы является дифференциация петрофизических зависимостей по разным фациаль-ным условиям осадконакопления пород тюменской свиты. Все петрофизические зависимости приведены на сводном рис. 4 и подтверждают возможность и необходимость дифференциации связей на группы.
Зависимость проницаемости Кр от коэффициента пористости К в целом по всем образцам дает широкий разброс проницаемости при одной пористости. При разделении образцов на три группы по условиям осад-конакопления разброс точек существенно снижается. Примечательно, что при совмещении уравнений оказалось, что связи, полученные для группы 2 и группы 3, практически идентичны, а уравнение для группы 1 резко отличается (рис.4).
Зависимость проницаемости от остаточной водонасыщенности, как правило, имеет довольно высокую тесноту связи для основной массы точек по всем продуктивным пластам, что закономерно, так как изменение К
^ 1 ^ пр
зависит от изменения удельной поверхности фильтрации Sф, когда в поровом пространстве находятся только углеводороды и связанная вода. Определяющим фактором является структура порового пространства коллектора, которая усложняется в глинистых и карбонатизирован-ных породах из-за увеличения удельной поверхности и усложнения связи Sф и Кво. По графику К(Кво) (рис.4) для всех групп видна достаточно тесная единая связь. Получены уравнения, практически не различающиеся между собой.
Зависимость остаточной водонасыщенности К от
' во
пористости К имеет достаточно тесную связь по высокодинамическим отложениям первой и второй групп, более широкий разброс точек - по низкодинамическим отложениям третьей группы. Для Кво определяющим фактором являются размеры поровых каналов (Д) и, если они имеют широкий диапазон изменения, то при одной и той же пористости величины Кво будут различными, что увеличивает разброс точек при сопоставлении Кво с Кп. Для пористости размер поровых каналов не играет роли, важным является количество пор. Уравнения, описывающие связи для второй и третьей групп, близки, уравнение для первой группы отличается в области К > 15 % (рис. 4).
кн
Е5 I О н
а&й ч« я и
Обстановки
Керн
Шлифы
Микротомография
Общее описание
— О см
Русловые (I тип)
Проксимальная часть пролювиального конуса выноса
Русло I типа. Песчаники средне-мелкозернистые бежеватые с косой параллельной слоистостью
»■ШМЁП б)!
а) песчаник крупно-среднезернистый полимиктовый. аркозовый; б) межзерновое (желтые стрелки) и внутризерновое (красные стрелки) поровое пространство
связанные поры
изолированный."1' поры
Поры связаны многочисленными каналами. Средний радиус пор 80-120 мкм, радиус каналов - 60-90 мкм. ACN (параметр связанности) - 0.28
Песчаные и алевро-песчаные породы со структурами от тонко- до крупнозернистой. В виду активности водной среды формируются характерные текстуры: косая параллельная, полого-волнистая, линзовидно-волнистая. Поровое пространство присутствует в виде межзерновых пустот, а также - в виде округлых участков внутри (или по границе) зерен ПШ, появившихся в результате выщелачивания зерен ПШ.
к я х г
о
н
йи
° Е
2 а
С5 Я К
п
4>
а
о
Русловые (II тип)
Подводные валы
0 см
Русло II типа. Песчаник мелкозернистый с темно-серыми интракластами глинистых пород
•■гМШ
аШ^ПШЭпКЯ б;
а) песчаник тонко-мелкозернистый полимиктовый, аркозовый; б) песчаник тонкозернистый полимиктовый, _аркозовый_
■ изолированные поры
Пустотное пространство неравномерное. Средний радиус пор 50-90 мкм, радиус
каналов - 30-80 мкм. АСЫ (параметр связанности) - 0,05-0,15
Алевро-песчаные, песчано-алевролитовые, породы, алевролиты. Непостоянная, импульсивная активность водной среды приводит к формированию беспорядочных, линзовидных, волнистых текстур. Поровое пространство нервномерное, чаще всего представлено редкими межзерновыми пустотами.
Дистальная часть пролювиального конуса выноса
Пойма
Озера
Слабоподвижное морское мелководье
0 см
Пойма. Переслаивание аргиллитов темно-серых и глинисто-алевролитовых . „ серых пород с
горизонтальной и полого-волнистой текстурами, нарушенными корнями растений
-20
-30
связанные
а) аргиллит мелкочешуйчатый; б) нерегулярное переслаивание аргиллита, песчаника тонкозернистого и алевролита
// • ' каналы
изолированные поры
поры
Преобладание изолированных пор. Средний радиус пор 30-70 мкм, радиус каналов - 10-30 мкм. АСК (параметр связанности) - 0-0,09
Песчано-алевролитовые, алевро-глинистые и глинисто-алевролитовые, углистые породы, алевролиты, аргиллиты. В виду низкой гидродинамики формируются массивная, горизонтальная параллельная, полого-волнистая текстуры. Как правило, отмечаются растительные остатки в разных формах: отпечатки, корни, детрит, прослои углей. Поровое пространство представлено единичными межзерновыми пустотами.
Рис. 2. Цитологические и структурные характеристики фаций, сгруппированных по гидродинамической активности
па
гп| 05
ти% тй
ш т
-с
1« гъ О
Группа
я
я
г - —
2 -я =
11
о -
^
о
и
к
я
2
г М £ я Е
II
о а.
к
т: И и и
= я
г =
я -
11 с -
м
г*
Обстановка осадно накопления
Русло 1типа
Проксимальный нокус выноса
Подводный вал
Русло 2 типа
Пойма
Озеро
Ди стальным конус выкоса
сл а бо по д в нж н о е морское мелководье
Сравненне по группам
Гранулометрический состав
Сграа гК
* ОСМ.Ч ПСгл, % ПОра», %
«Спеот, * В СИ, К □ С-л, К С Сграв, %
■ Спим. « ИСал.* ПСгл. % □ Стлав. %
ФЕС
Кп, %
! «К
г
/ / / у / У / * ¥ / * / / / /
— - Слаб- мор мел к.
/ // -Пойма
/ // ■--Омро
--Дигг. конус
//
/
^—Группа 1 Группа 2 —Группа 3
25
КП, %
Кпр, мД
— Русле 1типа -Прекс.ирнус
0Л1 №11 10 100 1«» КП(>, МД
Е «и ■
: ■
т 40%
а
г МО.
1
) ¥
''Г
' ч
/ у — —Слаб. мор. мел к.
/ у/ -Пойма
у // --Озеро
— — Диет конус
о .юз «л 0.1 I ю 101 1 хо
Кпр. ИД
Кво, %
г
—нРусло 1 типа -Проадлонус
-Подводный вал Русло 2 типа
у
100%
80%
5 €0%
о
С
у 40%
10 2030 405060708090 100 Кво, %
Кп - коэффициент пористости, Кпр - коэффициент проницаемости, Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности, Сграв - содержание гравийной фракции, Спесч - содержание песчаной
фракции, Сал - содержание алевритовой фракции, Сгл - содержание глинистой фракции.
СТО
Рис. 3. Сопоставление литофациалъных характеристик и петрофизических параметров отложений тюменской свиты с дифференциацией по обстановкам гидродинамической активности
—Подмдный вал Русла 2 типа
Русло 2 типа
— Подводный
вал
--Слабо падв. мор.
-Озера
- - Диет, и оку с
Сравнивая все рассмотренные петрофизические зависимости по выделенным группам условий осадконакопле-ния, можно отметить, что по группе 3 низкодинамических отложений зависимости имеют больший разброс точек, чем по группам 1 и 2. Это связано с разной динамикой водной среды осадконакопления: при высокой динамике осадки включают преимущественно песчаные фракции с минимальным содержанием алевритовой и глинистой, породы представлены песчаниками и песчаниками алевритистыми; при низкой динамике крупнозернистые фракции уступают место мелкозернистым песчаным и алевритовым, породы представлены алевролитами и алевролитами глинистыми. При этом также отмечены
изменения в минеральном составе глин. Итогом является усложнение структуры порового пространства, что подтверждает общеизвестные закономерности ухудшения ФЕС по мере уменьшения зернистости пород.
Фациальные группы, четко выделяемые по керну, также хорошо подтверждаются по промысловым характеристикам (результатам промыслово-геофизических исследований и испытаний объектов), что свидетельствует о важности и необходимости разделения пород по условиям осадконакопления.
Анализ результатов испытаний проводился с использованием информации о работе пласта на естественном режиме без методов воздействия. При испытании в
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
закрытом стволе мощность интервала испытании менялась от 1 м до 40 м. В каждом интервале перфорации была определена обстановка осадконакопления по ГИС. Если в интервал перфорации попадали высоко- и низкодинамические обстановки, то полученный приток относился к высокодинамическим фациям.
Анализ испытаний отложений тюменской свиты в закрытом стволе (табл. 1, рис. 5А) показал следующее:
- для высокодинамических отложений характерны повышенные дебиты при испытаниях: в высокодинамических отложениях дебит в среднем составлял 17,6 м3/ сут, в низкодинамических - 4,9 м3/сут, в промежуточной группе 2 средний дебит равен 7,9 м3/сут;
- в высокодинамических отложениях гораздо ниже вероятность отсутствия притока: при испытании интервалов в 1 и 2 группах результат «сухо» составляет 14 %, в 3 группе - 25 %.
Анализ промыслово-геофизических исследований (ПГИ) заключался в выявлении работающих прослоев коллекторов в интервале перфорации с привязкой к условиям осадконакопления (табл. 1, рис. 5Б). Наибольший охват интервалов перфорации работающими толщинами характерен для отложений первой группы, в меньшей степени - для отложений второй группы и минимальный процент - для отложений третьей группы, что закономерно согласуется со значениями ФЕС и степенью неоднородности коллекторов из разных групп осадконакопления.
Критерии выделения обстановок осадконакопления тюменской свиты по данным ГИС По результатам прямой информации исследований керна была установлена дифференциация взаимосвязей
ФЕС пород по степени гидродинамической активности среды осадконакопления. В связи с этим, необходимо идентифицировать фациальные условия по косвенным геофизическим признакам в скважинах без отбора керна для создания индивидуальных алгоритмов интерпретации ГИС с определением подсчетных параметров - эффективной толщины Нэф, коэффициентов пористости Кп, проницаемости Кпр и нефтенасыщенности Кн.
Особенности характеристик ГИС разных фациаль-ных типов отложений рассматривал Муромцев В.С. в своей работе «Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа» (Муромцев, 1984). Типовые виды кривых метода самопроизвольной поляризации (СП) по Муромцеву В.С. приведены на сводном рисунке 6, из которого видно, что при высокодинамической активности формируются мощные песчаные пачки с большими амплитудами СП, при низкодинамической - преимущественно маломощные прослои с малыми амплитудами СП, при промежуточной активности формируется осадки с комбинацией геофизических образов. Т.е. Муромцевым В.С. сформулированы основные качественные признаки фациальныхусловий по методу СП - форма амплитуды, расчлененность кривой СП, выдержанность аномалии СП по разрезу. В данной работе, кроме метода СП, были рассмотрены показания других геофизических методов с привязкой к фациальным условиям и установлены количественные критерии для выделения групп фаций в разрезах скважин.
Лучшие результаты для дифференциации изучаемого разреза на обстановки осадконакопления дало комплекси-рование методов СП, гамма-каротажа (ГК) и эффективной толщины непрерывного коллектора (Нэфнепр).
Испытания без интенсификации Доля работающих
Обстановка Кол-во Дебит, м3/сут Отсутствие прослоев от интервала перфорации, %
мин-макс ср.знач притока мин-макс ср.знач
Группа 1 - высокодинамическая 37 0,4-74 17,6 6 (16%) 9,2-56,6 36,4
1,0-16,0 8,9-37,5
Группа 2 - промежуточная 14 7,9 5 (35%) 20,2
Группа 3 - низкодинамическая 20 2,2-16,0 4,9 3 (15%) 0,0-20,0 5,6
Табл. 1. Результаты анализа испытаний пластов тюменской свиты
100% 30%
£ 60%
н ц
п
* 40%
20%
0% А)
-Групп» 1
Группа 2
-Группа 3
0,1
1 10 Л<ч')111 притока, мЛ сут
100
100%
son
2(1 "о
Группа 1
Группа 2 —Группа 3
О 20 40 60 30 100
Б) °/о рабочего интервала от всего интервала перфорация
Рис. 5. Анализ доли работающих толщин для разных групп условий осадконакопления в интервалах перфорации тюменской свиты (А) и дебитов притоков при испытании пластов тюменской свиты в закрытом стволе (Б)
Рис. 6. Характеристика по методам ГИС гидродинамических групп отложений тюменской свиты
Метод ГК характеризуется минимальными показаниями не только в коллекторах первой, но и второй, и третьей групп, и в итоге может быть использован только для выделения коллекторов в целом по разрезу. Для дифференциации разреза по типам отложений необходимо к ГК привлекать показания СП (рис. 7).
При сопоставлении относительных параметров - двойного разностного параметра ГК (ДJy) и относительной амплитуды СП (асп) однозначно выделяются отложения 1 группы - породы высокодинамической обстановки. Для дальнейшей дифференциации условий
осадконакопления необходимо привлекать граничные значения Нэф непр. Последовательность действий для выделения условий осадконакопления по ГИС показана на рис. 8, на котором приведены граничные значения геофизических параметров одного из месторождений Западной Сибири.
В результате комплексирования методов ГИС с данными по керну установлены количественные критерии геофизических параметров для сегментации разреза скважин по фациальным группам с целью дифференцированной интерпретации по разрезу скважин.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ^ШШ
Рис. 7. Сопоставление AJy и а для отложений тюменской
' сп
свиты с выделением групп осадконакопления
Для интерпретации материалов ГИС разработаны следующие методики и алгоритмы в рамках установленных групп.
Получены дифференцированные граничные значения коэффициентов пористости и проницаемости (Кпгр, Кпргр) по сопоставлениям с динамической пористостью (Кпдин) для выделения коллекторов в разных условиях осадконакопления: для высокодинамических отложений (группа 1) - Кпгр=12,3 %, К =0,21 мД; для промежуточных и низкодинамических отложений (группы 2, 3) - К =13,5 %, К =0,42 мД. Очевидно, что при исполь-
п,гр ' ' пр,гр ? г—i 1
зовании усредненных (без дифференциации по типам) граничных значений параметров будет происходить необоснованное завышение эффективных толщин в породах низкодинамических отложений и занижение в породах высокодинамических отложений.
Получены индивидуальные зависимости для расчета коэффициента пористости по методам ГИС - К =f(a ), К=(5п - плотность), К=(Д1у, Ain - двойной разностный параметр нейтронного каротажа).
Выявлены различия в типе смачиваемости: породы высокодинамической группы имеют негидрофильную
смачиваемость, породы промежуточной и низкодинамической групп характеризуются преимущественно гидрофильной смачиваемостью.
Для определения коэффициента нефтенасыщенности по электрической модели с использованием методики Дахнова-Арчи по данным керна получены индивидуальные зависимости Р -К (параметр насыщения Р - коэффициент водонасыщенности К ), отражающие разные типы смачиваемости по показателю степени n в уравнении Р =ДК ): для высокодинамических отложений n=1,7; для низкодинамических - n=1,58. Выполнен расчет коэффициента нефтенасыщенности коллекторов с использованием петрофизических зависимостей «керн-керн» и сравнение величин Кн по ГИС с керном (табл. 2).
Сравнение показало, что в среднем по разрезу Кн по керну равен 47,2 %; по ГИС (по связям Рн-Кв «керн-керн» с дифференциацией по фациям) - 58,1 %. Расхождение - 10,9 % абсолютных или 23,1 % относительных, что составляет очень большую величину различия среднего значения коэффициента нефтенасыщенности (Кнср).
Без дифференциации зависимостей по условиям осад-конакопления также велика разница между величинами Кн по керну и ГИС - 6,4 % абс. или 13,6 % отн.
Существенное увеличение К по ГИС (58,1 %) относительно керна (47,2 %) связано с неучетом характера смачиваемости пород тюменской свиты. В результате стандартного экстрагирования образцов искусственно занижается удельное электрическое сопротивление (УЭС) по керну по сравнению с УЭС по ГИС, а, следовательно, занижается и величина Р , что вносит искажение (снижение) в значение показателя смачиваемости «n» зависимости Р -К В итоге это приводит к существенному увеличению Кн по электрической модели ГИС.
Для проверки неучета влияния смачиваемости образцов построена зависимость Рн-Кв типа «керн-ГИС», при построении которой К принимается по керну, К и удельное электрическое сопротивление нефтенасыщен-ных пород - по геофизическим исследованиям скважин, расположенных в зоне предельного насыщения нефтью.
Рис. 8. Схема дифференциации отложений тюменской свиты на условия осадконакопления по данным ГИС
■фн SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
Ш GEDRESURSY www.geors.ru
Получена зависимость Р -К с показателем степени
н в
п=2,209.
Сопоставление Кн по керну и ГИС (Рн-Кн «керн-ГИС») показало (табл. 2), что в высокодинамических отложениях Кн по керну равен 50,3 %, по ГИС - 49,4 %. Расхождение невелико: -0,9 % абс. или -1,8 % отн. По керну в переходных отложениях 2-ой группы Кн = 43,4 %, по ГИС - 46,9 %. Расхождение равно 3,5 % абс. или 8,1 % отн. В низкодинамических отложениях Кн по керну составляет 41,2 %, по ГИС - 42,5 %, расхождение 1,3 % абс. или 3,2 % отн.
В среднем по всему разрезу Кн по керну равен 47,2 %, по ГИС - 48 %. Расхождение несущественное - 0,8 % абс. или 1,7 % отн.
Сходимость величин К по связи Р -К «керн-ГИС» с керном, а не со стандартной зависимостью Р -К «керн-керн» - это достаточно сильный аргумент в доказательство частичной гидрофобизации терригенных коллекторов тюменской свиты в высокодинамических условиях осадконакопления, что необходимо принимать во внимание и выполнять исследования керна по специальной программе для определения К по ГИС. Критерием достоверности полученных величин коэффициента нефтенасыщенности по ГИС являются значения УЭС коллекторов, отражающие природную смачиваемость пород в разрезе скважин.
По разработанным методикам и алгоритмам с дифференциацией по условиям осадконакопления выполнена интерпретация материалов ГИС тестовых скважин: идентифицированы фациальные обстановки, выделены коллекторы, определены коэффициенты пористости и не-фтенасыщенности коллекторов (рис. 9). На рисунке видна хорошая сходимость расчетных данных по ГИС с данными исследований керна. Проведено сравнение с результатами интерпретации по ранее принятой модели 2014 года (рис. 10, табл. 3). Сопоставление параметров эффективной толщины (Нэф), пористости (Кп) и нефтенасыщенности (Кн)
происходило в границах фациальных обстановок, установленных в данной работе. Видно, что при уточнении петрофизической модели коллектора, линейные запасы (Нэф-Кп-Кн) существенно изменились за счет снижения величин К , К и Н ,.
п н эф
Заключение
Выполненный всесторонний детальный анализ исследований керна сложно построенных низкопроницаемых отложений тюменской свиты продемонстрировал возможность успешной практической дифференциации методик и алгоритмов интерпретации данных ГИС по фа-циальным условиям осадконакопления. Количественные оценки подсчетных параметров коллекторов тюменской свиты по методикам ГИС с учетом основополагающих генетических условий отложения осадков имеют более высокую достоверность получаемых величин и позволяют повысить эффективность подсчета начальных запасов нефти. При условии создания геологической и гидродинамической моделей с учетом генезиса осадков появляется возможность адресно подбирать эффективные способы воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи.
Таким образом, в рамках исследований по тюменской свите получены следующие результаты:
• Выполнен детальный анализ кернового материала с целью дифференциации пород по условиям осадкона-копления - выделением высоко- и низкодинамических признаков формирования осадков.
• Проведены специальные детальные исследования керна для изучения минерального состава пород, структуры порового пространства, капилляриметрические исследования, замеров показателей смачиваемости.
• Установлены зависимости между петрофизиче-скими характеристиками отложений и их фациальной природой.
Кн.ср, %
Группы отложении по
ГИС
гидродинамической активности Керн Электрическая модель (Рн-Кв "керн-керн") Электрическая модель (Рн-Кв "керн-ГИС") Электрическая модель (Рн-Кв "керн-керн") без дифференциации зависимостей
группа 1 (высокодинамическая) 50,3 58,5 49,4 53,9
А*, % 8,2 -0,9 3,6
8**, % 16,3 -1,8 7,2
группа 2 (промежуточная) 43,4 58,5 46,9 54
А, % 15,1 3,5 10,6
8, % 34,8 8,1 24,4
группа 3 (низкодинамическая) 41,2 53,8 42,5 47,1
Д, % 12,6 1,3 5,9
8, % 30,6 3,2 14,3
итого по разрезу 47,2 58,1 48 53,6
Д, % 10,9 0,8 6,4
8, % 23,1 1,7 13,6
*Д - абсолютное расхождение Кн **8 - относительное расхождение Кн
Табл. 2. Сопоставление величин Кн по керну и разным способам расчета по ГИС
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСЩЙ ЖУРНАЛ
Рис. 9. Анализ полученных результатов интерпретации данных ГИС по тестовому массиву скважин
Рис. 10. Геолого-геофизический разрез пластов тюменской свиты по скв. 1 с результатами интерпретации по новой петрофизиче-ской модели
• По данным геофизических исследований скважин обоснованы количественные критерии дифференциации отложений тюменской свиты на высоко- и низкодинамические, сделаны оценки граничных значений геофизических параметров для выделения коллекторов и оценки характера насыщенности с учетом принадлежности к фациальным зонам.
• Показана нестабильность показателя смачиваемости терригенных коллекторов тюменской свиты в зависимости от фациальных условий: изменение смачиваемости происходит от гидрофильной в пойменных низкодинамических отложениях до промежуточной смачиваемости в русловых высокодинамических осадках.
• Создана методика определения коэффициента не-фтенасыщенности по электрической модели для высокодинамических коллекторов тюменской свиты путем построения индивидуальной зависимости.
Отложения Линейные запасы
2014 г. 2021г.
Высокодинамическая группа 1 1,1 0,9
Расхождение: абс.: -0,21
отн.: -19,1
Переходная группа 2 0,6 0,5
Расхождение: абс.: -0,15
отн.: -22,7
Низкодинамическая группа 3 0,4 0,3
Расхождение: абс.: -0,15
отн.: -33,4
Итого группа 1+2+3 1,8 1,4
Расхождение: абс.: -0,39
отн.: -21,8
Табл. 3. Сопоставление линейных запасов тюменской свиты
• Сравнение цифр линейных запасов при стандартном подходе к определению свойств для подсчета запасов коллекторов низкопроницаемых отложений тюменской свиты с авторским способом дифференциации отложений по условиям осадконакопления показало существенное снижение линейных запасов за счет уточнения подсчетных параметров при учете фациальных критериев на всех этапах обработки и интерпретации данных керна и ГИС.
литература
Алексеев В.П., Федоров Ю.Н., Савенко В.А. (2009). Строение и корреляция отложений тюменской свиты Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 227 с.
Вассоевич Н.Б. (1983). Справочник по литологии. М: Недра, 509 с.
Гурари Ф.Г. (2005). Геологическое строение и нефтегазоносность нижней - средней юры Западно-Сибирской провинции. Новосибирск: Наука, 156 с.
Иванов М.К., Бурлин Ю.К. Калмыков Г.А., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И. (2008). Петрофизические методы исследования керно-вого материала (Терригенные отложения). Москва: Изд-во МГУ, 112 с.
Исакова Т.Г., Дьяконова Т. Ф., Носикова А. Д., Савченко Д. С., Коробова Н.И., Сауткин Р.С., Калмыков А. Г., Калмыков Г. А. (2020). Новые представления о модели коллектора викуловской свиты Красноленинского месторождения (Западная Сибирь). Вестник МГУ. Серия 4: Геология, 3, с. 66-74. https://doi.org/10.33623/0579-9406-2020-3-66-74
Конторович А.Э., Конторович В.А., Рыжкова С.В. (2013). Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде. Геология и геофизика, 54(8), с. 972-1012. https://doi.org/10.1016/j. rgg.2013.07.002
Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. (1975). Геология нефти и газа Западной Сибири. М: Недра, 680 с.
Нестеров И.И. (1979). Новый тип коллектора нефти и газа. Геология нефти и газа, 10, с. 26-29.
Муромцев В.С. (1984). Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л: Недра, 260 с.
Рединг Х.Г., Коллинскон Дж. Д., Аллен Ф.А. (1990). Обстановки осадконакопления и фации. М: Мир, 352 с.
Сурков В.С. (1986). Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М: Недра, 149 с.
Hentz M., Ellsworth P., Naranjo S. (1997). Biology and morphology of Chelonus sp. nr. curvimaculatus (Hymenoptera: Braconidae) as a parasitoid of Pectinophora gossypiella (Lepidoptera: Gelechiidae). Annals of the Entomological Society of America, 90(5), pр. 631-639. https://doi. org/10.1093/aesa/90.5.631
сведения об авторах
Татьяна Геннадьевна Исакова - ведущий геофизик кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Анна Сергеевна Персидская - ведущий геофизик кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Олег Владимирович Хотылев - кандидат геол.-мин. наук, геолог кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Юлия Александровна Коточкова - аспирант кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Алёна Дмитриевна Егорова - аспирант кафедры сейсмометрии и геоакустики, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Татьяна Фёдоровна Дьяконова - доктор геол.-мин. наук, ведущий научный сотрудник кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Алексей Сергеевич Мозговой - магистрант кафедры сейсмометрии и геоакустики, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Валерия Вадимовна Чуркина - аспирант кафедры нефтегазовой седиментологии и морской геологии
Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Сергей Викторович Козаков - начальник отдела приемки, систематизации и хранения керна, управление комплексных исследований керна ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Россия, 625000, Тюмень, ул. Республики, д. 143а
Наталья Владимировна Кожевникова - начальник отдела первичной обработки и профильных исследований керна, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Россия, 625000, Тюмень, ул. Республики, д. 143а
Равиль Зульфирович Ливаев - начальник отдела петро-физического моделирования, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени Россия, 625000, Тюмень, ул. Республики, д. 143а
Виталий Сергеевич Дручин - кандидат геол.-мин. наук, заместитель директора филиала по научной работе в области геологии, Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
Россия, 625000, Тюмень, ул. Республики, д. 143а
Николай Валерьевич Белов - начальник отдела запасов углеводородов, ООО «ЛУКОЙЛ-Западня Сибирь» Россия, 628486, Когалым, ул. Прибалтийская, д. 20
Георгий Александрович Калмыков - доктор геол.-мин. наук, профессор кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова
Россия, 119234, Москва, ул. Ленинские горы, д. 1
Статья поступила в редакцию 10.04.2022;
Принята к публикации 27.04.2022;
Опубликована 16.05.2022
ндачно-тсхничЕСкий журнал ^р
reOPECyPCbl / GEORESURSY
2022. T. 24. № 2. C. 172-185
ORIGINAL ARTIcLE
Typification of the deposits of the tyumen Formation according to the degree of hydrodynamic conditions of sedimentation to create a petrophysical model and differentiated interpretation of well log data
T.G. Isakova1*, A.S. Persidskaya1, O.V. Khotylev1, Ju.A. Kotochkova1, A.D. Egorova1, T.F. Dyakonova1, A.S. Mozgovoy1, V.V. Churkina1, S.V. Kozakov2, N.VKozhevnikova2, R.Z. Livaev2, V.S. Druchin2, N.V Belov3, G.A. Kalmykov1
1Lomonosov Moscow State University, Moscow, Russian Federation
2Branch of the Lukoil-Engineering OOO in Tyumen — KogalymNIPIneft, Tyumen, Russian Federation
3Lukoil-Zapadnaya Sibir OOO, Kogalym, Russian Federation
*Corresponding author: Tatiana G. Isakova, e-mail: t.isakova@oilmsu.ru
Abstract. The article considers facies analysis and the application of its results for the typification of rocks of the Tyumen Formation. The aim of the article is to create algorithms for the differentiated interpretation of geophysical studies of well log data of the Tyumen formation based on a detailed study of the core.
Based on core studies, as well as geological, geophysical data and field information on the Tyumen Formation of some deposits in Western Siberia, the main groups of facies were identified, reflecting the hydrodynamic activity of sedimentation conditions: group 1 - high-dynamic conditions, group 2 - transitional conditions, group 3 - low-dynamic conditions.
On the basis of this typification, petrophysical models of the deposits of the Tyumen Formation were created: petrophysical functions were built with differentiation by facies zones, boundary values of petrophysical parameters were obtained to identify reservoirs of different sedimentation conditions, algorithms for differentiated interpretation of well log data were proposed, also based on test results and field geophysical survey, differences in field characteristics for different sedimentation conditions were revealed, linear oil reserves were calculated using a new petrophysical model.
The development and implementation of an integrated approach to the interpretation of well log data, taking into account the conditions of sedimentation, make it possible to increase the reliability of determining the properties of the reservoirs of the Tyumen Formation, and the efficiency of calculating the oil reserves.
Keywords: West Siberia, Tyumen Formation, facies analysis, petrophysical model, well log data
Recommended citation: Isakova T.G., Persidskaya A.S., Khotylev O.V., Kotochkova Yu.A., Egorova A.D., D'yakonova T.F., Mozgovoi A.S., Churkina VV., Kozakov S.V., Kozhevnikova N.V, Livaev R.Z., Druchin V.S., Belov N.V., Kalmykov G.A. (2022). Typification of the deposits of the Tyumen Formation according to the degree of hydrodynamic conditions of sedimentation to create a petrophysical model and differentiated interpretation of well log data. Georesursy = Georesources, 24(2), pp. 172-185. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2022.2.16
references
Alekseyev V.P., Fedorov Yu.N., Savenko V.A. (2009). Structure and correlation of deposits of the Tyumen Formation of the Shaim oil and gas region (Western Siberia). Yekaterinburg: USGU, 227 p. (In Russ.)
Akhpatelov E.A., Volkov V.A., Goncharov V.N. (2004). Atlas "Geology and oil and gas potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug". Yekaterinburg: IzdatNaukaService, 148 p. (In Russ.)
Vassoevich N.B. (1983). Handbook of lithology. Moscow: Nedra, 509 p. (In Russ.)
Gurari F.G. (2005). Geological structure and oil and gas potential of the Lower - Middle Jurassic of the West Siberian province. Novosibirsk: Nauka, 156 p. (In Russ.)
Goncharov I.V. (1987). Geochemistry of oils in Western Siberia. Moscow: Nedra, 181 p. (In Russ.)
Hentz M., Ellsworth P., Naranjo S. (1997). Biology and morphology of Chelonus sp. nr. curvimaculatus (Hymenoptera: Braconidae) as a parasitoid of Pectinophora gossypiella (Lepidoptera: Gelechiidae). Annals of the Entomological Society of America, 90(5), pp. 631-639. https://doi. org/10.1093/aesa/90.5.631
Ivanov M.K., Burlin Yu.K. Kalmykov G.A., Karnyushina E.E., Korobova N.I. (2008). Petrophysical methods for studying core material (terrigenous deposits). Moscow: Moscow University Publ., 112 p. (In Russ.)
Ivanov K.S., Erokhin Yu.V, Pisetsky V.B. (2012). New data on the structure of the basement of the West Siberian plate. Litosphera = Lithosphere, 4, pp. 91-105. (In Russ.)
Isakova T.G., Dyakonova T.F., Nosikova A.D., Savchenko D.S., Korobova N.I., Sautkin R.S., Kalmykov A.G., Kalmykov G.A. (2020). New ideas about the reservoir model of the Vikulovskaya suite of the Krasnoleninskoye field (Western Siberia). Bulletin of Moscow University. Series 4: Geology, 3, pp. 66-74. (In Russ.) https://doi.org/10.33623/0579-9406-2020-3-66-74
Kontorovich A.E., Kontorovich V.A., Ryzhkova S.V. (2013). Jurassic paleogeography of the West Siberian sedimentary basin. Russian Geology and Geophysics, 54, pp. 747-779. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.002
Kontorovich A.E., Nesterov I.I., Salmanov F.K. (1975). Geology of oil and gas in Western Siberia. Moscow: Nedra, 680 p. (In Russ.)
Nesterov I.I. (1979). A new type of oil and gas collector. Geologiya nefti i gaza, 10, pp. 26-29. (In Russ.)
Muromtsev V.S. (1984). Electrometric geology of sand bodies -lithological traps of oil and gas. Leningrad: Nedra, 260 p. (In Russ.)
Reading H.G., Collinscon J.D., Allen F.A. (1990). Sedimentary environments and facies. Moscow: Mir, 352 p. (In Russ.)
Surkov V.S. (1986). Megacomplexes and deep structure of the Earth's crust of the West Siberian plate. Moscow: Nedra, 149 p. (In Russ.)
Shurygin B.N., Nikitenko B.L., Devyatov V.P. (2000). Stratigraphy of oil and gas bearing basins of Siberia. Jurassic system. Novosibirsk: SB RAS, GEO, 480 p. (In Russ.)
about the authors
Tatyana G. Isakova - Leading Geophysicist, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University 1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Anna S. Persidskaya - Leading Geophysicist, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Oleg V. Khotylev - PhD (Geology and Mineralogy), Senior geologist, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Julia A. Kotochkova - PhD student, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Alena D. Egorova - PhD student, Seismic and Geoacoustic Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Tatyana F. Dyakonova - DSc (Geology and Mineralogy), Leading Researcher, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Aleksei S. Mozgovoy - Graduate student, Seismic and Geoacoustic Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Valeria V. Churkina - PhD student, Petroleum Sedimentology and Marine Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Sergey V. Kozakov - Head of the Department of Acceptance, Systematization and Storage of Core, Department of Integrated Core Research, Branch of the Lukoil-Engineering OOO in Tyumen - KogalymNIPIneft
143a, Respublika st., Tyumen, 625000, Russian Federation
Natalia V. Kozhevnikova - Head of the Department of Primary Processing and Core Research, Branch of the Lukoil-Engineering OOO in Tyumen - KogalymNIPIneft
143a, Respublika st., Tyumen, 625000, Russian Federation
Ravil Z. Livaev - Head of Petrophysical Modeling Department, Branch of the Lukoil-Engineering OOO in Tyumen - KogalymNIPIneft
143a, Respublika st., Tyumen, 625000, Russian Federation
Vitalii S. Druchin - PhD (Geology and Mineralogy), Deputy Director for Geology, Branch of the Lukoil-Engineering OOO in Tyumen - KogalymNIPIneft
143a, Respublika st., Tyumen, 625000, Russian Federation
Nicolai V. Belov - Head of Hydrocarbon Reserves Department, Lukoil-Zapadnaya Sibir OOO
20, Pribaltiyskaya st., Kogalym, 628486, Russian Federation
Georgii A. Kalmykov - DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Petroleum Geology Department, Lomonosov Moscow State University
1, Leninskie gory, Moscow, 119234, Russian Federation
Manuscript received 9 March 2022;
Accepted 15 April 2022; Published 16May 2022
ндачно-тсхничЕСкий ЖУРНАЛ ^p
www.geors.ru ИИ;] ЛИШНЯЯ
