CC BY
33
УДК 553.982.23.052
http://doi.org/10.21440/2307-2091-2022-2-42-49
Уточнение геологической модели отложений тюменской свиты на основе детализации межскважинной корреляции разреза на примере пласта Ю02 сургутского свода
Фарит Мансурович АТАУЛЛИН*
Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, Россия Аннотация
Актуальность. Увеличение детальности межскважинной корреляции разреза в связи с повсеместным ведением сейсморазведочных работ и увеличением программных возможностей позитивно влияет на качество построения двумерных и трехмерных геологических моделей. Детализация геологического разреза позволяет взглянуть на моделирования таких систем с позиции литолого-фациального моделирования, что приводит к снижению неопределенностей и рисков эксплуатационного бурения, а также дальнейшего подбора системы разработки на целевом объекте. Особое внимание в этом вопросе уделяют сложнопостроенным системам, запасы которых можно отнести к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ). В пределах ЗападноСибирской провинции к таким системам относят отложения пластов ачимовской толщи и тюменской свиты. Цель исследования. Цель настоящей работы - анализ влияния детализации разреза пласта на геологическую модель. Объектом исследований является пласт ЮС2 Сургутского нефтегазоносного района. Результаты. В работе выполнена детальная межскважинная корреляции пласта ЮС2 рассматриваемых месторождений. Детализация разреза совместно с применением методологии литолого-фациального анализа позволила увеличить прогноз распространения коллектора пласта. Также применение данных подходов выявило закономерность влияния фаций на начальное насыщение интервалов пласта. Так, оказалось, что пойменные отложения с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и высокой геологической неоднородностью зачастую водонасыщены независимо от гипсометрического положения в залежи. В результате работы было выполнено сравнение начальных геологических запасов нефти авторской геологической модели с моделью, построенной по традиционным методикам.
Выводы. Расчленение пласта ЮС2 на более мелкие объекты (пласты Ю2 р Ю2 2 и Ю2 3) позволило увеличить детальность модели, в том числе за счет возможности применения методологии литолого-фациального анализа. Также был сделан вывод о принадлежности залежи к литологически-ограниченному типу.
Ключевые слова: тюменская свита, континентальные отложения, литолого-фациальный анализ, детализация разреза, двумерное моделирование, подсчет запасов, корреляция, прогнозная точность модели.
введение
На фоне истощения ресурсного потенциала углеводородов (УВ) в залежах традиционного типа растет интерес к запасам, относящимся к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ).
Так, на территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции по мере истощения запасов при-брежно-морских отложений, характеризующихся высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), ведутся активная разведка и разбуривание глубоководных отложений ачимовской толщи и континентальных отложений тюменской свиты, отличающихся низкими значениями ФЕС и высокой неоднородностью пластов [1-3].
При моделировании отложений тюменской свиты Сургутского свода ввиду особенностей геологического строения пластов возникают неопределенности с прогнозированием распространения эффективных толщин [4, 3], а также вопросы определения единого водонефтяного
https://orcid.org/0000-0002-1835-0151
контакта. В настоящей работе показана возможность решения данных проблем посредством детализации межскважинной корреляции разреза с последующим построением литолого-фациальной модели [5].
Геологическое строение. Согласно современным представлениям [6, 7], пласты тюменской свиты формировались в условиях континентальных фаций. В этот период шло интенсивное выравнивание палеорельефа, формировались аллювиальные отложения. К моменту формирования пласта ЮС2 шло интенсивное затопление рельефа морем с севера провинции, которое частично коснулось и Сургутского свода.
Основные процессы аккумуляции на рассматриваемой территории происходили в относительно пологих условиях равнин с преимущественными формами меан-дрирующих рек [8]. Примером меандрирующей системы могут служить фотоснимки реки Белой в районе границы республик Башкортостан и Татарстан (рис. 1).
рисунок 1. современный аналог речной долины на примере реки Белая: а - рельеф; б - спутник [Google]. На картах представлена пологая аллювиальная равнина, сформированная меандрирующей рекой
Figure 1. a modern analogue of a river valley using the example of the Belaya River: a - relief; b - [Google] satellite. The maps show a gently sloping alluvial plain formed by a meandering river
При упрощении фациальных представлений аллювиальной системы с целью построения геологической моделипринято выделятьканальные фации свысокими значениями ФЕС и фации пойм с низкими значениями ФЕС. Пойменные отложения могут характеризоваться наличием песчаных пропластков в разрезе, однако ввиду маломощности зачастую не фиксируются аппаратурой ГИС (или фиксируется, но не повсеместно). Низкие значения ФЕС и высокая неоднородность таких отложений приводят к недонасыщенности их УВ, что снижает их перспективность [9]. Проблемы затрудненной миграции УВ в низкопроницаемых и неоднородных коллекторах встречаются и в отложениях ачимовской толщи [10-12].
Таким образом, можно отметить, что пласт ЮС2 сформировался в континентальных, преимущественно аллювиальных условиях седиментогенеза с формированием меандрирующих систем. Наиболее высокими значениями ФЕС обладают отложения канальных фаций и фаций песчаных кос, что делает эти тела наиболее перспективными с точки зрения нефтеносности [8].
Детализация межскважинной корреляции разреза. На территории Сургутского нефтегазоносного района, как и на территории всей провинции, существует проблема единой индексации пластов [13, 14]. В рассматриваемой части района кровля и подошва пласта ЮС2 уверенно
трассируются по методам ГИС (рис. 2) и соответствуют данным соседних участков недр. По кривым гамма (ГК), нейтронного (НК)и индукционного(ИК) каротажейпо-дошва пласта отличается сильной амплитудой, видимо характеризующей пропласток углей. Кровля коллектора также выделяется как реперная граница (подошва абалак-ской свиты) и уверенно трассируется по данным ГИС.
В настоящей работе выполнена корреляция внутренних реперных пачек Ю21, Ю2 2 и Ю2 3 по данным ГИС (рис. 2). Аргументом к необходимости такого деления послужило видимое отсутствие гидродинамической связи между пачками (отсутствие единого водонефтяного контакта). Также оказалось, что пачка Ю2 3 полностью водоносна, Ю2-1 - нефтеносна.
С другой стороны, при развитии коллекторов русловых тел мощности между пачками измеряются в единицах метров. Тогда как мощность между коллекторами пластов ЮС1 и ЮС2 составляет более 30 м повсеместно, между коллекторами пласта ЮС2 и ЮС3 - более 10 м. С учетом этого, а также резкой фациальной изменчивости могут возникать трудности с контролем корректности трассирования внутренних пачек по данным ГИС.
В такой ситуации рекомендуется применение данных сейсморазведки [15]. Однако на территории, охваченной сейсмическими исследованиями рассматриваемых место-
Рисунок 2. Корреляционная схема пласта ЮС2 одного из месторождений Сургутского свода (выровнена на кровлю пласта). Пласт ЮС2 уверенно выделен по данным ГИС. В настоящей работе дополнительно выполнена детальная корреляция внутренних пачек Ю2-1, Ю2-2 и Ю2-3
Figure 2. Correlation diagram of the YuS2 formation of one of the fields in the Surgut dome (aligned to the roof of the formation). Formation YuS2 is confidently identified according to well logging data. in this work, a detailed correlation of the inner packs Yu2-1, Yu2 2, and Yu23was additionally perform ed
Рисунок 3. Выделение пласта ЮС2 на временном разрезе. Кровли пласта ЮС2 и ЮС3 представлены одноименными отражающими горизонтами. Дальнейшее расчленение пласта ЮС2 на временном разрезе не представляется возможным Figure 3. identification of the YuS2 formation in the time section. The roofs of the YuS2 and YuS3 formations are represented by reflectors of the same name. Further subdivision of the Yus2 formation in the time section is not possible
рождений, на временном разрезе пласт ЮС2выделяется по едино2 фаое. °вногонасчленяния ра меньшин н°реоаы не про слеживается(рис. 3).
Таким образом, объект ЮС2 уверенно выделяется по данным ГК, НК и ИК, данным сейсморазведки, средняя мощность пласта составляет около 40 м. В то же время, по данным ГИС, по большей части скважин уверенно выделяются отдельные аномалии по кривым ПС и ГК, которые можно приурочить к самостоятельным пластам Ю21, Ю2 2 и Ю2 3, которые, судя по различию в насыщении, гидродинамически не связаны.
Построение геологической модели. Разделение геологического объекта на составляющие пласты действительно сильно может изменить геологические представления об объекте исследований. Насколько сильно это отразится на геологической модели, зависит от конкретного случая.
При создании геологической модели для пласта ЮС2 были построены карты-схемы литолого-фациальных зон с учетом анализа кернового материала, каротажа по шаблону электрофаций В. С. Муромцева [В. С. Муромцев, 1984] и сейсмических слайсов отдельно в интервале пла-
Рисунок 4. Фрагмент карты-схемы фациальных зон пласта ЮС2-2 рассматриваемого опытного участка Figure 4. Fragment of the schematic map of the facial zones of the YS2-2 formation of the considered experimental area
Рисунок 5. Карты продуктивных толщин пластов: а - Ю21; 6- Ю2 Figure 5. Net reservoir mapping: a - Уи2И; b - Yu2 2
стов Ю21? Ю2 2 и Ю2 [4, 15-18]. На рис. 4 показан пример карты-схемы фациальных зон по пласту Ю2 2.
На одном из участков Сургутского свода выполнено построение геологической модели по пластам Ю21? Ю2 2 и Ю2 . Пласт Ю2 на рассматриваемом участке оказался водоносным. На рис. 5 приведены карты продуктивных толщин.
На карте продуктивных толщин отчетливо заметны отдельные русловые тела, которые на карте суммарного объекта представлены как общее образование.
В ходе построения геологической модели установлено, что отдельные пропластки коллектора преимущественно водонасыщены. Это связано с фациальными особенностями - пропластки с низкими значениями ФЕС недонасыщены УВ. К таким пропласткам относят фации пойм. Это отчетливо наблюдается на примере пласта Ю2 2 (рис. 6). На нем представлена корреляционная схема, на которой отчетливо наблюдается нефтенасыщеность русловых фаций и водонасыщенность фаций пойм (гранич-
ные значения для определения насыщения по значениям удельного электрического сопротивления (УЭС) - от 5,6 до 7,3 Ом • м).
Таким образом, по выделенным пластам Ю21 и Ю2 2 были построены геологические модели с применением методологии литолого-фациального анализа. Была выполнена привязка данных интерпретации ГИС к фациям в скважинах. В результате выявлено, что на рассматриваемых месторождениях русловые отложения с высокими значениями ФЕС преимущественно нефтенасыщены.
Подсчет запасов. Для сравнения моделей до детализации разреза и после необходимо использование карты продуктивных толщин пласта ЮС2 (рис. 7, а) и суммарной карты продуктивных толщин Ю21 + Ю2 2 (рис. 7, б). Геометризация пласта ЮС2 была выполнена по внешнему контуру нефтеносности (ВНК - 2880 м). Тогда как геометризация моделей пластов Ю21 и Ю2 2 выполнена по лито-логическому замещению.
Рисунок 6. Корреляционная схема по линии скважин 10-17. В пределах пласта Ю2-2 пойменные отложения, характеризующиеся низкими значениями ФЕС и высокой неоднородностью, преимущественно водонасыщены
Figure 6. Correlation scheme along the line of wells 10-17. Within the Yu2-2 formation, floodplain sediments, characterized by low reservoir properties and high heterogeneity, are predominantly water-saturated
Рисунок 7. Фрагмент карт продуктивных толщин пластов: а - ЮС2; б - Ю2-1 + Ю2-2 Figure 7. Fragment of maps of productive formation thicknesses: a - YuS2; b - Yu2-1 + Yu2-
Таблица 1. СопоставлениезапасовпластаЮС2,подсчитанныхразнымиметодиками Table 1. Comparison of YuS2 formation reserves calculated by different methods
Объект S, тыс. м2 H, м V, тыс. м3 КП, доли ед. КН, доли ед. р, т/м3 в, доли ед. НГЗ, тыс. т
До (ЮС2) 14 258 6,3 89 825 0,16 0,64 0,853 0,81 6355
После (Ю2-1 +Ю2-2) 16 158 6 96 948 0,16 0,64 0,853 0,81 6859
Сопоставление запасов фрагмента рассматриваемого участка до перестроения модели и после показало разницу в начальных геологических запасах 0,5 млн т,что соответствует 8 % (табл. 1).
Втоже время перестроение модели имеет значение не только для подсчета запасов, но и для планирования дальнейшего бурения и проектирования разработки. Также обновленная модель позволяет закладывать скважины с горизонтальным окончанием не по направлению регионального стресса, а по направлению вытянутости русловых песчаных тел, что позволит увеличить эффективную пр оходку скв ажины [19].
Заключение
Пласт ЮС2уверенно выделяется наСургутскомсводе вкровле и подошве пласта, по данным каротажа иинтер-претации сейсмических исследований.Также по данным ГИС отмечается,что пластЮС2 состоитиз трех самостоятельных пачек-пластов, которые, судя по анализу насыщения коллекторов, между собой гидродинамически не связаны.
Расчленение пласта ЮС2 на более мелкие объекты (пласты Ю2-1, Ю2-2 и Ю2-3) позволило увеличить детальность модели, в том числе за счет возможности применения методологии литолого-фациального анализа.
Ранее залежь относили к структурному типу с различными уровнями ВНК в блоках, в настоящей работе благодаря увеличению детальности корреляции сделан вывод о
литологически ограниченном типе залежи. Все это вместе увеличило прогнозную способность модели под бурение и точность подсчета запасов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гаврилова Е. Н., Славкин В. С., Ермолова Т. Е. Закономерности распространения коллекторов в отложениях тюменской свиты на Западе широтного Приобья // Геология нефти и газа. 2010. № 3. С. 52-60.
2. Буторин А. В., Зиннурова Р. Р., Митяев М. Ю., Онегов А. В., Шарифуллин И. Ф., Виноходов М. А. Оценка потенциала тюменской свиты в пределах Ноябрьского региона Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2015. № 12. С. 41-43.
3. Викторова Е. М., Жигулина Д. И., Киселев П. Ю., Климов В. Ю. Подходы к оценке неструктурных ловушек в условиях ограниченности данных на примере тюменской свиты // PROнефть. Профессионально о нефти. 2021. Т. 6. № 3. С. 43-51. https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-3-43-51
4. Гайфулина Е. Ф., Надежницская Н. В., Белоусов С. Л., Капустина Е. С., Фищенко А. Н., Михеев Ю. В. Комплексный анализ геолого-геофизической информации с целью прогноза фациальных обстановок пласта ЮС2 тюменской свиты // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2020. № 6. С. 25-39. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-6-25-39
5. Савченко П. Д., Викторова Е. М., Мироненко А. А., Давыдов А. В., Сулейманов Д. Д. Комплексный подход к изучению геологического строения и особенности моделирования континентальных отложений тюменской свиты // Научно-технический вестник ОАО "НК "Роснефть". 2015. № 4(41). С. 17-21.
6. Коровин К. В., Севастьянов А. А., Зотова О. П., Зубарев Д. И. Строение отложений тюменской свиты ХМАО - Югры // Академический журнал Западной Сибири. 2017. Т. 13. № 1 (68). С. 33-34.
7. Севастьянов А. А., Коровин К. В., Зотова О. П., Зубарев Д. И. Геологические особенности и оценка добычного потенциала отложений тюменской свиты // Вестник Пермского университета. Геология. 2017. Т. 16. № 1. С. 61-67. https://doi.org/10.17072/psu.geol.16.1.1.61
8. Федорова М., Кирзелева О., Катаев О., Ананьева Е., Осипова Ю. Тюменская свита. Методология создания концептуальных геологических моделей // Oil & Gas Journal Russia. 2016. № 11. С. 60-63.
9. Смирнова Е. В., Азарова Н. О., Утяшев Ю. Н., Федулаева А. Ю., Храмцова А. В. Решение задач геометризации залежей нефти и газа апт-альбских отложений северо-восточной части Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2019. № 8. С. 4-10. https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-8(332)-4-10
10. Атауллин Ф. М., Чибисов А. В., Манапов Т. Ф. К вопросу выделения чисто нефтяной зоны в залежах ачимовских отложений клиноформ // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20. № 1. С. 22-27. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-1-22-27
11. Букатов М. В., Пескова Д. Н., Ненашева М. Г., Погребнюк С. А., Тимошенко Г. М., Солодов Д. В., Жуков В. В., Бочков А. С. Ключевые проблемы освоения ачимовских отложений на разных масштабах исследования // PROнефть. Профессионально о нефти. 2018. № 2(8). С. 16-21. https://doi.org/10.24887/2587-7399-2018-2-16-21
12. Поздеев Ж. А., Чикишева О. В., Сокова К. И. Определение характера насыщения недонасыщенных коллекторов (на примере залежи пласта АС12 Южно-Приобского месторождения) // Каротажник. 2012. № 3(213). С. 40-53.
13. Борисов Е. В., Казаненков В. А. К вопросу об индексации нижнесреднеюрских продуктивных песчаных пластов в западной части Енисей-Хатангского регионального прогиба // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13. № 4. С. 1-20. https://doi. org/10.17353/2070-5379/38_2018
14. Бейзель А. Л. Схема индексации продуктивных песчаных пластов юры Западной Сибири на основе инверсионной модели циклогенеза // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 322. № 1. С. 96-99.
15. Гаврилова Е. Н. Особенности геологического моделирования высокоизменчивых природных резервуаров тюменской свиты Западной Сибири // Технологии сейсморазведки. 2009. № 1. С. 91-99.
16. Кулбаева Д. Р., Сербаева А. Р., Сулейманов Э. Д. Фациальный анализ Тюменской свиты на основе комплексной интерпретации сейсмических и геофизических исследований с целью прогноза и повышения эффективности бурения на Чупальском лицензионном участке // Нефтегазовое дело. 2021. Т. 19. № 1. С. 61-68. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-61-68
17. Dongsheng Zang, Zhidong Bao, Mingyi Li, Ping Fu, Min Li, Bo Niu, Zhuolun Li, Li Zhang, Mingyang Wei, Luxing Dou, Xiting Xu. Sandbody architecture analysis of braided river reservoirs and their significance for remaining oil distribution: A case study based on a new outcrop in the Songliao Basin, Northeast China // Energy Exploration & Exploitation. 2020. P. 1-21. https://doi.org/10.1177/0144598720951280
18. Yan N., Mountney N. P., Colombera L., Dorrell R. M. A 3D forward stratigraphic model of fluvial meander-bend evolution for prediction of pointbar lithofacies architecture // Computers & Geosciences. 2017. Vol. 105. P. 65-80. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2017.04.012
19. Sultanov S. K., Chudinova D. Yu., Chibisov A. V., Makhnitkin E. M., Kharisova L. R., Urakov D. S., Aktuganov R. R. The Influence of Lithofacies Features of a Deposit on the Efficiency of Reserves Recovery // SPE Annual Caspian Technical Conference, Virtual, October 2021. Paper Number: SPE-207045-MS. https://doi.org/10.2118/207045-MS
Статья поступила в редакцию 07 марта 2022 года
УДК 553.982.23.052
http://doi.org/10.21440/2307-2091-2022-2-42-49
Refinement of the geological model of the sediments of the Tyumen suite based on the detailing of the inter-well correlation of the section using the example of the YuS2 formation of the Surgut dome
Farit Mansurovich ATAULLIN*
Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia Abstract
Relevance. An increase in the detail of inter-well section correlation due to the widespread introduction of seismic prospecting and an increase in software capabilities has a positive effect on the quality of building 2D and 3D geological models. Detailing the geological section allows one to look at the modeling of such systems from the standpoint of lithofacies modeling, which leads to a reduction in uncertainties and risks of production drilling, as well as further selection of a development system at the target object. Particular attention in this matter is paid to complex systems, the reserves of which can be classified as hard-to-recover (HTR). Within the West Siberian province, such systems include the strata of the Achimov sequence and the Tyumen suite.
Purpose of the work. The purpose of this work is to analyze the effect of detailing the reservoir section on the geological model. The object of research is the YuS2 formation of the Surgut oil and gas region.
Results. A detailed cross-well correlation of the YuS2 formation of the considered fields was carried out in this work. The detailing of the section together with the use of the methodology of lithofacies analysis made it possible to increase the forecast of reservoir propagation. Also, the use of these approaches revealed the pattern of the influence of facies on the initial saturation of the reservoir intervals. Thus, it turned out that floodplain sediments with low reservoir properties and high geological heterogeneity are often water-saturated, regardless of the hypsometric position in the deposit. As a result of the work, a comparison was made of the initial geologaical oil reserves of the author's geological model with a model built using traditional methods.
Conclusions. The fracturing of the YuS2 formation into smaller objects (the Yu21, Yu2 2 and Yu2 3 formations) made it possible to increase the amount of detail of the model, including due to the possibility of applying the methodology of lithofacies analysis. It was also concluded that the deposit belongs to a lithologically limited type.
Keywords: Tyumen suite, continental sediments, lithofacies analysis, section detailing, two-dimensional modeling, reserves calculation, correlation, predictive accuracy of the model.
REFERENCES
1. Gavrilova E. N., Slavkin V. S., Ermolova T. E. 2010, Reservoir distribution regularities in Tyumen suite deposits on the west of latitudinal Priobie. Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology], no. 3, pp. 52-60. (In Russ.)
2. Butorin A. V., Zinnurova R. R., Mityaev M. Yu., Onegov A. V., Sharifullin I. F., Vinokhodov M. A. 2015, Estimating the potential of the Tyumen formation in the Noyabrsk region of western Siberia. Neftyanoye khozyaystvo [OIL INDUSTRY], no. 12, pp. 41-43. (In Russ.)
3. Viktorova E. M., Zhigulina D. I., Kiselev P. Yu., Klimov V. Yu. 2021, New approach to appraise non-structural Tyumen formation traps in the absence of high quality of data. PROneft'. Professional'no o nefti [PROneft. Professionals about oil], vol. 6, no. 3, pp. 43-51. (In Russ.) https://doi. org/10.51890/2587-7399-2021-6-3-43-51
4. Gayfulina E. F., Nadezhnitskaya N. V., Belousov S. L., Kapustina E. S., Fishchenko A. N., Mikheev Yu. V. 2020, Comprehensive analysis of geological and geophysical information for the facies depositional environment prediction of Ju2 strata of Tyumen suite // Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft' i gaz [Oil and gas studies], no. 6, pp. 25-39. (In Russ.) https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-6-25-39
5. Savchenko P. D., Viktorova E. M., Mironenko A. A., Davydov A. V., Suleymanov D. D. 2015, Complex methods of geological data analysis and features of fluvial deposits modelling of J2 formation. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik "NK "Rosneft'" [Scientific and technical bulletin of OAO NK Rosneft], no. 4(41), pp. 17-21. (In Russ.)
6. Korovin K. V., Sevastyanov A. A., Zotova O. P., Zubarev D. I. 2017, The structure of the sediments of the Tyumen suite of the Khanty-Mansi Autonomous Okrug - Yugra. Akademicheskiy zhurnal Zapadnoy Sibiri [Academic Journal of Western Siberia], vol. 13, no. 1 (68), pp. 33-34. (In Russ.)
7. Sevastyanov A. A., Korovin K. V., Zotova O. P., Zubarev D. I. 2017, Geological characteristics and assessment of the potential production of the Tyumen suite deposits. VestnikPermskogo universiteta. Geologiya [Bulletin of Perm University. Geology], vol. 16, no. 1, pp. 61-67. (In Russ.) https://doi.org/10.17072/psu.geol.16.1.1.61
8. Fedorova M., Kirzeleva O., Kataev O., Ananyeva E., Osipova Yu. 2016, Tyumen suite. Methodology for creating conceptual geological models. Oil&Gas Journal Russia, no. 11, pp. 60-63. (In Russ.)
9. Smirnova E. V., Azarova N. O., Utyashev Yu. N., Fedulaeva A. Yu., Khramtsova A. V. 2019, Problems solution of oil and gas deposits geometrization of the Aptian-Albian age in the north-east of the West Siberia. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields], no. 8, pp. 4-10. (In Russ.) https://doi.org/10.30713/2413-5011-2019-8(332)-4-10
10. Ataullin F. M., Chibisov A. V., Manapov T. F. 2022, On the issue of the water-free oil zone determining in the Achimov deposits of clinoform beds. Neftegazovoye delo [Oil and gas business], vol. 20, no. 1, pp. 22-27. (In Russ.)https://doi.org/10.17122/ngdelo-2022-1-22-27
https://orcid.org/0000-0002-1835-0151
11. Bukatov M. V., Peskova D. N., Nenasheva M. G., Pogrebnyuk S. A., Timoshenko G. M., Solodov D. V., Zhukov V. V., Bochkov A. S. 2018, Key problems of Achimov deposits development on the different scales of studying. PROneft'. Professional'no o nefti [PROneft. Professionals about oil], no. 2(8), pp. 16-21. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/2587-7399-2018-2-16-21
12. Pozdeev Zh. A., Chikisheva O. V., Sokova K. I. 2012, Saturation characterization of undersaturated reservoirs (On example of a pool in formation AC12 of Yuzhno-Priobskoe field). Karotazhnik [Logger], no. 3(213), pp. 40-53. (In Russ.)
13. Borisov E. V., Kazanenkov V. A. 2018, The problem of stratigraphical indexing of lower-middle Jurassic productive sandstones in the western part of the Yenisei-Khatanga regional trough. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika [Petroleum geology. Theoretical and applied studies], vol. 13, no. 4, pp. 1-20. (In Russ.) https://doi.org/10.17353/2070-5379/38_2018
14. Beizel A. L. 2013, Scheme of indexation of productive sandy formations of the Jura of Western Siberia based on the inversion model of cyclogenesis. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta [Bulletin of the Tomsk Polytechnic University], vol. 322, no. 1, pp. 96-99. (In Russ.)
15. Gavrilova E. N. 2009, Peculiarities of geological modeling of highly variable natural reservoirs of the Tyumen suite of Western Siberia. Tekhnologii seysmorazvedki [Seismic exploration technologies], no. 1, pp. 91-99. (In Russ.)
16. Kulbaeva D. R., Serbaeva A. R., Suleimanov E. D. 2021, Facial analysis of the Tyumen formation based on an integrated interpretation of seismic and geophysical surveys for predicting and increasing drilling efficiency of the Chupalsky license area. Neftegazovoye delo [Oil and gas business], vol. 19, no. 1, pp. 61-68. (In Russ.) https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-61-68
17. Dongsheng Zang, Zhidong Bao, Mingyi Li, Ping Fu, Min Li, Bo Niu, Zhuolun Li, Li Zhang, Mingyang Wei, Luxing Dou, Xiting Xu. 2020, Sandbody architecture analysis of braided river reservoirs and their significance for remaining oil distribution: A case study based on a new outcrop in the Songliao Basin, Northeast China. Energy Exploration & Exploitation, pp. 1-21. https://doi.org/10.1177/0144598720951280
18. Yan N., Mountney N. P., Colombera L., Dorrell R. M. 2017, A 3D forward stratigraphic model of fluvial meander-bend evolution for prediction of point-bar lithofacies architecture. Computers & Geosciences, vol. 105, pp. 65-80. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2017.04.012
19. Sultanov S. K., Chudinova D. Yu., Chibisov A. V., Makhnitkin E. M., Kharisova L. R., Urakov D. S., Aktuganov R. R. 2021, The Influence of Lithofacies Features of a Deposit on the Efficiency of Reserves Recovery. SPE Annual Caspian Technical Conference, Virtual, October 2021. Paper Number: SPE-207045-MS. https://doi.org/10.2118/207045-MS
The article was received on March 07, 2022
