Влияние фациальных обстановок осадконакопления тюменской свиты на эффективность извлечения и выработку запасов углеводородов

Шабрин Никита Владиславович; Стенькин Андрей Вениаминович; Котенев Артем Юрьевич

старший преподаватель,

Башкирский государственный университет,

ул. Заки Валиди, д. 32,

450077, г. Уфа, Российская Федерация

эл. почта: safiullina1602@gmail.com

старший преподаватель,

Башкирский государственный университет,

ул. Карла Маркса, д. %,

450077, г. Уфа, Российская Федерация

artthemix@mail.ru

магистр,

Санкт-Петербургский государственный университет, пер. Декабристов, д. 16,

199155, г. Санкт-Петербург, Российская Федерация

senior lecturer,

Bashkir State University,

32 Zaki Validi str.,

450077, Ufa, Russian Federation

e-mail: safiullina1602@gmail.com

senior lecturer,

Bashkir State University,

Karl Marx str., %,

450077, Ufa, Russian Federation

e-mail: artthemix@mail.ru

Master's degree,

St. Petersburg State University,

Dekabristov Lane, 16,

199155, St. Petersburg, Russian Federation

УДК 551.86 DOI 10.24412/1728-5283_2022_2_36_45

ВЛИЯНИЕ ФАЦИАЛЬНЫХ ОБСТАНОВОК ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ ТЮМЕНСКОЙ СВИТЫ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИЗВЛЕЧЕНИЯ И ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ

УГЛЕВОДОРОДОВ

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

На основе литологического описания керна, палеогеграфических схем Западной Сибири и геофизических исследования скважин выполнен литолого-фациальный анализ продуктивных средне-юрских отложений Шаимского региона, выделены основные обстановки осадконакопления тюменской свиты нефтяного месторождения. При совместном анализе карт параметра аПС, эффективных мощностей и песчанистости определены границы фациальных тел. С учетом полученного распределения оценено влияние обстановок осадконакопления на выработку запасов и образование зон остаточных запасов. Исходя из проведенного анализа влияния фациальных особенностей формирования продуктивных отложений на выработку запасов можно утверждать, что в зонах развития русловых отложений выработка происходит равномерно. Образование зон с остаточными запасами объясняется сложным строением коллектора как по площади, так и по разрезу, которое выражается резкой сменой фациальных обстановок формирования отложений как по латерали, так и по

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

/

2022, том 43, № 2(106)

вертикали; Таким образом, установлено, что наиболее лучшим образом вырабатываются области, соответствующие русловым фациям, имеющим более высокие значения фильтрационно-емкост-. _. ных свойств (ФЕС), запасы нефти с

Ключевые слова: тюменская свита Шаимский реги- области внерусловой фаций разра-он, фациальный анализ, выработка запасов, керн, геофи-

, 'г- , , -г батываются слабо из-за умеренных

зическое исследование скважин. } ^

ФЕС и своей невыдержанности по

площади и по разрезу.

Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Oil Technical University"

Chamber of Commerce and Industry "Urayneftegaz" LLC "LUKOIL-Western Siberia"

Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Oil Technical University"

The main sedimentation environment of the Tyumen suite are defined according on lithologic description of core, paleogeographic scheme of Western Siberia and well log data by the lithofacies analysis of middle jurasic reservoir rocks of Shaim region. Borders of facies bodies are distinguish by complex analysis of next maps: aSP, effective thickness of layers and sandiness. Analysis of efficiency of reserves production and zones with remaining recoverable reserves are based on definded lithofacies zones. Based on the influence of facies features analysis on effectivity of production can be argued that channel deposits zones characterized as good production rate. The formation of zones with residual reserves is explained by the complex structure of the reservoir both in area and in section, which is expressed by a change in the facies conditions of the formation of deposits both along the lateral and vertically; Thus, the areas corresponding to channel facies with higher reservoir properties are developed in the best way, oil reserves from the

out-of-channel facies area have less

Ключевые слова: Tyumen suite, Shaim region, facies analysis, reserves production, core, well logging.

production rate due to worse reservoir properties and their irregularity in area —1 and section.

Объектом исследования являются средне-юрские отложения тюменской свиты одного из месторождений Шаимского региона.

Месторождение, открытое в 1984 году, находится в промышленной разработке м 1985 году, характеризуется сложностью геологического строения (структурно-блоковое), по сложности относится ко второй группе («сложное»), по величине запасов к категории средних.

Отложения тюменской свиты залегают несогласно на эродированной поверхности

доюрских образований и представлены частым чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов, причем песчаники имеют подчиненное положение в разрезе в верхней части.

В разрезе тюменской свиты выделяются линзы и пропластки углей. Наличие унифицированных остатков флоры характерно для всего разреза. Это свидетельствует о континентальном характере накопления осадков, но в последнее время все большее число исследований указывает, что отдельные, до-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2022, том 43, № 2(106) lllllllllllllllllllllllllllllllllEU

вольно значительные части разреза являются морскими отложениями.

Тюменская свита накапливалась в пониженных участках рельефа, толщина ее уменьшается по направлению к своду до первых метров, а на своде свита выклинивается. Возраст тюменской свиты определен по результатам спорово-пыльцевого и относится к комплексам байосского и батского возраста (определение Пуртовой С.И. и Глушко Н.К.).

Согласно атласу литолого-палеогеогра-

фических карт Западной Сибири [1], представленной на рисунке 1, формирование отложений средней юры на границе бай-осс-батского ярусов СГ2Ь_ы), происходило в областях низменной аккумулятивной равнины и равнины, временами заливаемой морем. Кроме того, наблюдается постепенная, но неравномерная трансгрессия моря от байосса к бату, что отчетливо прослеживается для объекта исследования.

Рис. 1 Палеогеографическая схема Западной Сибири, байосский ярус (слева), батский ярус (справа), [1]

1 - море мелкое, глубиной менее 25 м; 2 - равнина прибрежная, временами заливавшаяся морем (осадки пойменные, озерно-болотные, русловые, дельтовые, береговых баров, пляжевые); 3 - равнина низменная, аккумулятивная (осадки русел, пойм, озер и др.); 4 - равнина денудационно-акку-мулятивная; 5 - равнина возвышенная (денудационная суша), 6 - горы низкие; 7 - главные направления сноса обломочного материала, 8 - государственная граница; точка на карте - расположение месторождения.

Создание литолого-фациальной модели позволит выявить закономерности между степенью эффективности выработки запасов нефти относительно фациальных обстано-вок осадконакопления и установить причины низкой выработки запасов нефти.

Для литого-фациального анализа отложений тюменского возраста был выбран полигон площадью 14,16 км2, на котором вскрыт наиболее полный разрез отложений на данном месторождении.

Для изучения особенностей формирова-

А

Г

ния продуктивных отложений тюменского возраста использовались следующие данные:

- седиментологическое описание керна;

- данные геофизических исследований скважин и их интерпретация;

- отбивки пластов;

- карты аПС по пластам Т1, Т2 и Т3;

- геолого-статистический разрез объекта;

- карты коэффициента песчанистости и эффективных толщин, полученные по сква-жинным данным для пластов Т1, Т2, Т3;

- атлас литолого-палеогеографических карт Западной Сибири [1].

Первым шагом было изучение керна по семи скважинам участка. Суммарный вынос керна по этим скважинам составил 355 м.

По данным описания керна тюменская свита представлена осадочными терриген-ными отложениями: песчаником (разнозер-нистым), аргиллитом, алевролитом. По составу - кварц-полевошпатовые, слюдистые, глинистые, углистые. Встречены прослойки древесного черного и каменного углей.

По керну описано наличие следующих минералов-индикаторов: глауконит (пласт Т1), сидерит и пирит.

Обнаружено повсеместное обилие флоры (углефицированный растительный детрит, обуглившиеся древесные остатки) и морская фауна в пласте Т1 (мелкие ростры белемнитов, раковины брахиопод, отпечатки раковин моллюсков).

Окраска терригенных пород толщи в основном серая, темно-серая, до черного, встречаются породы буроватого цвета, реже - зеленоватых оттенков [2].

Что касается структурных особенностей, то сортировка пород изменчива от плохой до хорошей, также, как и размеры, форма, ока-танность.

По текстурному анализу выявлены косая, волнистая, линзовидная, редко - горизонтальная типы слоистости [3].

На основании седиментологического описания керна скважин выделены 2 группы фаций: континентального генезиса (ал-

лювиальная фация меандрирующих речных систем) и переходного (переходно-морская фация) [3, 4, 5].

Дальнейшим шагом изучения фациаль-ных обстановок осадконакопления месторождения было привлечение данных геофизических исследований скважин (ГИС). На основе совместного изучения керна и кривых каротажей при помощи методики Муромцева было изучено строение пласта в остальных скважинах участка.

Для этого в исходную геологическую модель были загружены каротажные кривые по 80 скважинам с данными электрометрии и гамма-каротажа (ПС, ГК). Для оценки фаци-альных типов отложений по электрофациям В.С. Муромцева был произведен перерасчет данных ПС в аПС.

По каротажным диаграммам аПС и геолого-статистическому разрезу наблюдается уменьшение песчанистости вверх по разрезу, то есть пласты Т2 и Т3 в большинстве своем более «опесчаненные», мощные, с высокой степенью неоднородности. Т - маломощный, заглинизированный, с низкой гидродинамической активностью.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

В ходе изучения кривых аПС в пределах объекта исследования были установлены фации речных русел, береговых валов, песков разливов, стариц и временных заливаемых участков [6, 7].

На основе полученных кривых аПС были построены карты по средним и максимальным значениям аПС. Данные карты сопоставлялись с картами эффективных толщин и коэффициента песчанистости.

Из сопоставления карт видно, что большие значения аПС сопоставляются с повышенными значениями эффективных толщин и коэффициента песчанистости. Обратная картина наблюдается для пониженных значений аПС. На основе данного сопоставления проводились границы фаций.

Аналогичная работа выполнена для пластов Т2 и Т3.

В целом, по продуктивным отложениям тюменского возраста наблюдаются зоны

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ

' 2022, том 43, № 2(106) lllllllllllllllllllllllllllllllllElS

повышенных значений аПС, коэффициента песчанистости и эффективных толщин, что свидетельствует о наличии вытянутых песчаных аккумулятивных тел.

Совместный анализ описания керна, анализ кривых ГИС и карт параметров позволили сформировать общее представление о формировании продуктивных пластов и реализовать палеогеографические карты-схемы основных фациальных типов отложений пластов Т1-3, представленных на рисунке 2.

На рисунке 2а видно, что пласт Т1 сложен переходной фацией (лагуной). Здесь коллекторами хорошими коллекторами являются дельтовые отложния.

По результатам комплексного анализа пласты Т2 и Т3 приурочены к аллювиальным отложениям меандрирующей речной системы [8]. Согласно рисункам 2б и 2в, они представлены русловыми, внерусловыми и старичными субфациями. Здесь наибольший интерес представляют коллектора, образованные отложениями баров-побочней (русловая субфация), ППР и береговыми валами (внерусловая). Однако они сильно неоднородны в виду вертикальной и латеральной связанности коллекторов со слабопроницаемыми (пойменными) отложениями. Также на качество коллектора влияет в данном случае зрелость пояса меандрирования - чем он более зрелый, тем песчаные разрезы кос будут

Рис. 2 Карта-схема формирования среднеюрских отложений продуктивного пласта Т. (а), Т2 (б) Т3 (в)

причленяться к песчаному же аллювию, образуя единый коллектор [2].

В целом, по месторождению на текущий момент из пластов отобрано от НИЗ 49,41% нефти, текущий КИН составляет - 0,136 д.ед., текущая обводненность - 92,4%. Степень выработки запасов пласта Т1 - 35%, текущий КИН - 0,093 д. ед. при проектном 0,267 д. ед., текущая обводненность продукции 73,4%. Средний текущий дебит нефти по скважинам составляет 1,94 т/сут, жидкости - 14,44 т/сут. Степень выработки запасов пласта Т2 равна 61,2%, текущий КИН - 0,173 д. ед. при проектном 0,289 д. ед., текущая обводненность продукции 85,6%. Средний текущий дебит нефти составляет 47 т/сут, жидкости - 95 т/сут. Степень выработки запасов пласта Т3 - 65%, текущий КИН - 0,127 д. ед. при проектном - 0,197 д. ед., текущая обводненность продукции 93,3%. Средний текущий дебит нефти по скважинам состав-

Рассматриваемый объект характеризуется значительной фациальной неоднородностью. В пределах площади каждого из трех продуктивных пластов Т Т2 и Т3 выделяются относительно высокопродуктивные зоны, приуроченные к узким рукавообразным русловым отложениям.

По продуктивным пластам Т2 и Т3 русловые отложения незначительно меняют направления распространения в процессе меандрирования, что говорит о наличии сложившегося направления течения реки в период осадконакопления пластов. Основная же часть площади представлена низкопродуктивными высокорасчлененными прерывистыми внерусловыми отложениями пойменного типа. Выделенные фациальные зоны существенно различаются по ФЕС и продуктивности скважин, сравнение их средневзвешенных характеристик приведено в таблице 1.

ляет 2,34 т/сут, жидкости - 76,51 т/сут.

ТА Б Л И Ц А 1 - Сравнение средневзвешенных характеристик разных зон пластов Т1-3

Пласт Зона Кпор, д. ед. Кпр,-10-3 мкм2 Кнн, д. ед.

Т1 пески пойменных разливов 0,199 116,582 0,646

пребрежно-морская 0,171 15,033 0,531

Т2 русловые 0,204 194,441 0,658

внерусловые 0,178 31,297 0,545

Т3 русловые 0,178 171,445 0,482

внерусловые 0,154 16,565 0,457

Так в русловых отложениях пористость в среднем составляет 0,193, проницаемость 167,2 10-3 мкм2, в межрусловых 0,171 и 22,1 соответственно, краткая геолого-физическая характеристика объекта представлена ниже в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2 - Краткая геолого-физическая ха эактеристика пластов Т1-3

Показатели пласт Т1 пласт Т2 пласт Т3

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м 2,3 3,2 2,8

Проницаемость, 10-3 мкм2 23,3 32,6 20,8

Коэффициент пористости, д. ед. 0,182 0,185 0,158

Коэффициент песчанистости, д. ед. 0,13 0,22 0,31

Коэффициент начальной нефтенасыщенности, д. ед. 0,615 0,588 0,551

Расчлененность, ед. 3 6 4,2

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

I 2022, том 43, № 2(106) |||||||||||||||||||||||||ИИИмЕШ

Если рассматривать пласт Т1, разрабатывающийся самое продолжительное время, на выбранном участке, то согласно рисунку 3 остаточные запасы нефти по сравнению с начальными вырабатываются равномерно, за исключением северной и южной частей участка. Это обусловлено фациальной неоднородностью пласта, в частности низкими показателями проницаемости (в среднем 45 10-3 мкм2).

Рис. 3 Карта плотности начальных (а) и текущих (б) подвижных запасов нефти пласта

Т тыс. т/га

Как уже упомяналось выше, пласт Т2 обладает лучшими фильтрационными свойствами и добывными возможностями, в среднем, показатель проницаемости составляет 45 10-3 мкм2, пористости - 0,183 д. ед.

Анализируя начальные и остаточные запасы пласта Т приведенные на рисунке 4, видно, что в области развития русловых фаций пласт хорошо вырабатывается. А в областях развития внерусловых фаций наблюдаются «пятачки» остаточных запасов.

Рис. 4 Карта плотности начальных (слева) и текущих (справа) подвижных запасов нефти

пласта Т , тыс. т/га

В западном блоке выделяются области с высокими показателями остаточных запасов: в районе скважин № 3062, 3390, 3391, 3397, 3398, 3399, где характерны высокие показатели обводненности (более 90%). Они обусловлены высокими начальными подвижными запасами руслового канала. В южной, северной и восточной частях - сменой фаций с более низкими коллекторскими свойствами.

Также развитие русел выделено в пласте Т3, отличающемся наименьшей величиной запасов нефти. Монолитные относительно высокопроницаемые русловые отложения здесь развиты в основном в водонасыщен-ной части площади пласта. При совместном залегании с тонкослоистыми нефтенасыщен-ными песчаниками пластов Т1 и Т отличающимися более низкими ФЕС, это значитель-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2022, том 43, № 2(106) |||||||||||||||||||||||||||||||||

но осложняет извлечение углеводородов, обуславливая опережающее поступление воды из более продуктивного пласта Т3. В нагнетательных скважинах возможен уход части закачиваемой воды в водонасыщенные высокопроницаемые интервалы пласта Т3.

Пласт Т3 обладает худшими ФЕС из продуктивных пластов в разрезе месторождения. Средние показатели проницаемости со-

ставляют 52 10-3 мкм2, пористости - 0,167 д. ед. В залежах пласта, согласно рисунку 5, в районе скважин № 3050, 3051, 3011, можно выделить участки с остаточными запасами нефти, они обусловлены высокими значениями начальных подвижных запасов в виду развития здесь канальных отложений, имеющих большие эффективные мощности.

Рис. 5 Карта плотности начальных (а) и текущих (б) подвижных запасов нефти пласта

Т, тыс. т/га

На месторождении наблюдается высокая степень обводнения при наличии большой доли остаточных запасов. Поэтому необходимо адресное воздействие методами увеличения нефтеотдачи (МУН) в связи со сложным геологическим строением пластов-коллекторов. Наиболее эффективными для рассмотренных отложений являются гидроразрыв пласта (ГРП), обработка призабой-ной зоны (ОПЗ), физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (ФХ МУН) и нестационарное заводнение [9].

В связи с высокой расчленённостью тюменской свиты и неоднородности как по разрезу, так и по площади наибольший эффект наблюдается от проведения ГРП. Учитывая геологическое строение месторождение данное геолого-технологическое мероприятие (ГТМ) целесобразно всего применять на пластах Т1 и Т применение на пласте Т3 является затруднительным, поскольку часть коллекторов насыщена водой. Поэтому перед проведением необходимо проанализировать риск прорыва водонасыщенных пород, что-

бы избежать преждевременного обводнения нефтенасыщенной части. По этой же причине для нижней части тюменской свиты необходимо проводить избирательную изоляцию водонасыщенных интервалов, а также проведение ФХ МУН для ограничения притоков воды по высокопроницаемым и промытым каналам [10].

Выводы: На основании седиментологи-ческого описания керна 7 скважин и изучения кривых аПС по 80 скважинам выделены 2 группы фаций: континентального генезиса (аллювиальная фация меандрирующих речных систем) и переходного (фация лагун).

При совместном анализе карт по средним и максимальным значениям аПС, а также картам эффективных толщин и коэффициента песчанистости были выделены границы фациальных зон.

Исходя из проведенного анализа влияния фациальных особенностей формирования продуктивных отложений на выработку запасов можно утверждать, что в зонах развития русловых отложений выработка происходит

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

I 2022, том 43, № 2(106)^^^^ШШППППППП 43

равномерно. Образование зон с остаточными запасами объясняется сложным строением коллектора как по площади, так и по разрезу, которое выражается резкой сменой фациаль-ных обстановок формирования отложений, как по латерали, так и по вертикали. Таким образом, лучше вырабатываются области, соответствующие русловым фациям, имеющим более высокие значения ФЕС, запасы

нефти в области внерусловой фации разрабатываются слабо из-за умеренных ФЕС и своей невыдержанности по площади и по разрезу.

С учётом фациального строения и сильной изменчивости коллекторских свойств предложены наиболее эффективные методы увеличения нефтеотдачи для пластов тюменской свиты.

Л ИТЕРАТУРА

1. Нестеров И.И. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. 85 с.

2. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология. Терригенные резервуары. Пособие по работе с керном. Тверь: ГЕРС, 201 1.152 с

3. Ежова А.В. Литология: учебник. 2-е изд. Томск: изд-во Томского политехнического университета, 2009. 336 с.

4. Ежова А.В., Тен Т.Г Практическая литология: учеб. пособие. 2-е изд., перераб. и доп. Томск: Изд-во ТПУ, 2002. 1 12 с.

5. Серра О. Восстановление условий осадконакопления по данным геофизических исследований скважин. Москва: Schlumberger Limited, 1985. 366 с.

6. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. 260 с.

7. Пахомов В.И., Косков В.Н. Литология природных резервуаров с использованием фациально-циклического метода и промыслово-геофизических данных: Учебное пособие. Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 201 1. 168 с.

8. Алексеев В.П., Газалеев С.С., Свечников Л.И. Строение и корреляция отложений тюменской свиты. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: VIII науч. практ. конф. Ханты-Мансийск, 2005. С. 346-352.

9. Стенькин А.В., Котенев Ю.А., Султанов Ш.Х.,

Мухаметшин В.В., Никифоров В.В. Повышение эффективности выработки запасов нефти юрских отложений Шаимского НГР // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №4. 2018. С. 53-57.

10. Стенькин А.В., Котенев Ю.А., Султанов Ш.Х., Уметбаев В.Г Методическое обоснование повышения выработки запасов

нефти месторождений, осложненных тектоническими нарушениями. // Известия Томского политехнического университета. №1. Т.330. 2019. С. 214-223.

REFERENCES

1. Nesterov I.I. Atlas litologo-paleogeograficheskih kart yurskogo i melovogo periodov Zapadno-Si-birskoy ravnini [Atlas of Jurassic and Cretaceous litho-paleogeographic maps of West Siberian Plain]Tumen. ZapSibNIGNI. 1976. 85 p. (In Russian).

2. Baraboshkin E. Yu. Prakticheskay sedimentolo-gia. Terrigennie rezervyari [Practical sedimentol-ogy. Terrigenous reservoirs]. Posobie po rabote s kernom. Tver. Izdatelstvo GERS, 201 1. 152 p. (In Russian).

3. Ezhova A.V. Litologia [Lithology]. Uchebnik. 2 izd. Tomsk, 2009. 336 p. (In Russian).

4. Ezhova A.V., Ten T.G. Prakticheskay litologia [Practical lithology]. Uchebnoe posobie. Tomsk, 2002, 122 p. (In Russian).

5. Serra O. Vosstanovlenie uslovii osadkonakople-nia po dannim geofizicheskih issledovanii skvajin [Sedimentary environments from wireline logs], Moscow, Schlumberger Limited, 1985. 366 p. (In Russian).

6. Muromcev V.S. Elektrometricheskaya geologia peschanih tel - litologicheskih lovushek nefti i gaza [Electrometric geology of sand bodies - lith -ological traps of oil and gas]. Leningrad, 1984, 260 p. (In Russian).

7. Pahomov V.I., Koskov V.N. Litologia prirodnih rezervuarov s ispolzovaniem fazialno-ziklichesk-ogo metoda i promislovo-geofizicheskih dannih [Lithology of natural reservoirs using the facies-cyclic method and field geophysical data]. Ucheb-noe posobie, Perm, 201 1. 168 p. (In Russian).

8. Alekseev V.P., Gazaleev S.S., Svechnikov L.I. Stroe-nie i korrelyaciya otlojenii tyumenskoy sviti. Puti realizatsii neftegazovogo potentsiala KhMAO

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

/

2022, том 43, № 2(106)

[Structure and correlation of Tyumen suite deposits. Ways to realize the oil and gas potential of KhMAO]. Khanty-Mansiysk, 2005. pp 346-352. (In Russian).

9. Stenkin A.V., Kotenev Yu.A., Sultanov Sh.Kh., Mukhametshin V.V., Nikiforov V.V. Povishenie ef-fictfnosti virabotki zapasov nefti yurskih otlojenii Shaimskogo NGR [Improving the Efficiency of Jurassic Oil Reserves Recovery in the Shaim Oil and Gas Region], Geology, geophysics and developing of oil and gas fields. №4. 2018. pp. 53-57. (In Russian).

10. Stenkin A.V., Kotenev Yu.A., Sultanov Sh.Kh., Umetbaev V.G. Metodicheskoe obosnovanie po-visheniya virabotki zapasov nefti mestorozhde-nii, oslozhnenyh tektonicheskimi narusheniyami [Methodological substantiation of oil reserves production increasing on fields complicated by tectonic disturbances.] // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. №1. vol .330. 2019. pp. 214-223. (In Russian).

аспирант,

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», ул. Космонватов 1

450062, г.Уфа, Российская Федерация эл. почта: nikita.shabrin@yandex.ru

кандидат геолого-минералогических наук, главный геолог

ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

ул. Ленина, 116а,

628285, г. Урай, Российская Федерация эл. почта: Andrey.Stenkin@lukoil.com

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

геолого-минералогических наук, доцент, ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», ул. Девонская, д.54а,

452607, г. Октябрьский, Российская Федерация эл. почта: kafedragl@yandex.ru

student,

Federal State Budgetary Educational Institution of Higher

Education "Ufa State Oil Technical University",

st. Kosmonvatov 1

450062, Ufa, Russian Federation

e-mail: nikita.shabrin@yandex.ru

candidate of Geological and Mineralogical Sciences, chief geologist

chamber of Commerce and Industry "Urayneftegaz" LLC "LUKOIL-Western Siberia" st. Lenina, 116a,

628285, Uray, Russian Federation e-mail: Andrey.Stenkin@lukoil.com

candidate of Geological and Mineralogical Sciences, docent,

Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa State Oil Technical University", st. Devonskaya, 54a, 452607, Oktyabrsky, Russian Federation e-mail: kafedragl@yandex.ru

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

I 2022, том 43, № 2(106) lllllllllllllllllllllllllllllllllEfil

Influence of facies sedimentation environment of Tyumen formation on the efficiency of extraction and production of hydrocarbons reserves

Текст научной работы на тему «Влияние фациальных обстановок осадконакопления тюменской свиты на эффективность извлечения и выработку запасов углеводородов»