CC BY
36
УДК 553.982
http://doi.org/10.21440/2307-2091-2022-2-80-88
закономерности формирования наклонного водонефтяного контакта на примере красноленинского месторождения (западная сибирь)
Ирина Владимировна ИВАНОВА1* Стефан Григорьевич ПАНЯК2**
1ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия 2Уральский государственный горный университет, Екатеринбург, Россия
Аннотация
Актуальность работы. Поверхность водонефтяного контакта (ВНК) является важным элементом геологической модели, позволяющим надежно производить геометризацию залежи. На ряде месторождений Западной Сибири значительные перепады уровней ВНК вносят существенные неопределенности при геометризации. С целью повышения обоснованности положения водонефтяного контакта для неразбуренных частей залежей нефти в пределах Ем-Еговского + Пальяновского лицензионных участков (ЛУ) и восточной окраины Талинского ЛУ Красноленинского месторождения осуществлен анализ основных факторов, повлиявших на изменения уровня ВНК.
Методы исследования. Определение уровня ВНК в скважинах выполнено на основе комплексного анализа результатов испытаний продуктивных интервалов пласта, интерпретации геофизических исследований скважин, керновых исследований пород. В качестве дополнительных методов изучения привлечены элементы литолого-фациального, палеоструктурного, корреляционного анализов и трассерных исследований. Ранее небольшие перепады ВНК (до 5-10 м) было принято объяснять капиллярными силами в литологических неоднородностях пород различных фациальных обстановок. Объяснить перепады в 30-100 м и более можно только за счет более масштабных процессов при формировании залежи и в более позднее время. Такие масштабные трансформации, по нашему мнению, явились следствием проявления тектоники. В результате исследования выявлены основные закономерности колебания уровня современного ВНК в пределах исследованной площади, установлена зависимость между абсолютными отметками ВНК и абсолютными отметками подошвы свит. Установлено примерное время формирования горизонтального положения палеоВНК залежи пласта, соответствующее концу сеноманского века.
Выводы. Выявлены основные причины наклонного положения современного ВНК, реализован авторский вариант повышения достоверности контура залежи пластов в пределах неразбуренных участков.
Ключевые слова: наклонный водонефтяной контакт, литологическая неоднородность, тектоника, палеоструктурный анализ, геологическая модель, геометризация.
введение
Негоризонтальное положение флюидных контактов на месторождениях Западной Сибири изучали: Ф. З. Хафизов [1], И. И. Нестеров [2], А. Р. Курчиков [3], Ю. Я. Большаков [4], М. А. Грищенко [5] и др. Их работы послужили основой для исследования закономерностей формирования наклонного ВНК в пределах Красноленин-ского месторождения.
Общая информация о месторождении. Ем-Егов-ский + Пальяновский (западная часть) ЛУ и Талинский ЛУ входят в состав Красноленинского нефтегазоконден-сатного месторождения (НГКМ), которое расположено на территории Октябрьского и Ханты-Мансийского административных районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. По величине запасов нефти Красноленинское НГКМ относится к уникальным. В географическом отношении оно расположено в бассейне
https://orcid.org/0000-0001-5088-4375 ** [email protected]
р. Оби и ее левых притоков Ендырь и Сеуль. Основным объектом разработки явились отложения ВК викулов-ской свиты. Пласты ВК1, ВК2 и ВК3 разделены между собой маломощными невыдержанными глинисто-алевритисты-ми перемычками толщиной от 0 до 7-8 м, в среднем 2-3 м. Отмечаются зоны слияния коллекторов. Пласты образуют единую гидродинамическую систему, залегающую на глубине от 1300 до 1430 м. Залежь нефти пластов ВК является пластово-сводовой.
Викуловская свита входит в состав аптского регионального нефтегазоносного комплекса, который выделяется в качестве самостоятельного лишь в области развития региональной нижнеальбской глинистой покрышки (нижне-ханты-мансийская подсвита). Она согласно залегает на отложениях кошайской глинистой пачки, а сверху перекрывается глинистыми породами ханты-мансийской
свиты, являющимися региональной покрышкой для проницаемых викуловских пластов. К подошве ханты-мансийской свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт «М1».
Площадь расположена на Красноленинском выступе в пределах Уват-Ханты-Мансийского срединного массива рифейского геосинклинального комплекса ЗападноСибирской плиты. Породы фундамента значительно дислоцированы и разбиты разрывными нарушениями на отдельные блоки. Красноленинскому выступу в осадочном чехле соответствует одноименный свод, представляющий структуру I порядка. Современный структурный план Красноленинского свода представляет тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении, осложненный структурами II порядка -валами и куполами. Ем-Еговский + Пальяновский ЛУ приурочены к одной из таких структур. Здесь же выделяются Центральный и Западный локальные купола, а также локальное поднятие в пределах восточной погруженной части территории (рис. 1). На основании сейсмо-разведочных материалов МОГТ в пределах отмеченных ЛУ выделено большое количество тектонических разрывных нарушений с различной степенью проникновения в осадочный чехол [6].
В отложениях пластов ВК1-3 выделяются две нефтяные залежи - Основная, протягивающаяся с северо-запада на юго-восток, и Сосново-Мысская, расположенная на северо-западе Ем-Еговской площади. Залежи нефти пластов ВК13 по своему типу являются пластово-сводовыми. Основная залежь по площади и запасам приурочена к западному и центральному куполам, которые соединяются между собой через структурный прогиб. Третья зона залежи - ее восточная погруженная часть. Основная залежь имеет длину около 13,5 км с севера на юг и 4,5 км в ширину, высота залежи составляет около 40 м. Сосново-Мыс-ская залежь располагается севернее Основной залежи. Размеры залежи составляют 10,5 х 9,1 км, высота около 14 м. В целом залежь пластов ВК13 в пределах упомянутого ЛУ протянута с северо-запада на юго-восток почти на 41 км. Контуры залежи на востоке выходят за пределы лицензионного участка. Ширина залежи с севера на юг меняется от 2,5 до 20,5 км.
Согласно результатам испытаний, проведенных в скважинах начального периода разработки залежи, обладающих качественными замерами инклинометрии [7], в пределах Основной залежи наблюдается изменение отметок уровня ВНК от -1322 м на северо-западе (восточное окончание Талинской площади) до -1428 м на юго-востоке.
Линии разломов - Линия профиля 1-1 Кошур залежи
рисунок 1. структурная карта по кровле викуловской свиты Figure 1. structural map of theroofof thevikulovskayasuite
Перепад достигает 106 м. Уровень ВНК в пределах Сосно-во-Мысской залежи изменяется с отметки -1344 м на севере до -1353 м на юге. Под уровнем ВНК понималась условная граница, находящаяся ниже однофазного притока нефти и выше однофазного притока воды.
Согласно результатам определения коэффициентов нефтенасыщенности на основе методов ГИС и кривых капиллярного давления, залежь пластов ВК характеризуется невысокими значениями: 45-55 %, представляя собой переходную зону с отсутствием зоны предельного нефтенасыщения. Такой характер распределения нефте-насыщенности указывает на «незрелое» состояние залежи пластов ВК1-3, незавершенность процессов гравитационной дифференциации флюидов. Совместный приток нефти и воды в скважины подтверждает недонасыщенность залежи нефтью.
Неоднозначности в определении отметок уровня ВНК на основе геофизических исследований и результатов притока в эксплуатационных скважинах потребовали привлечения дополнительных методов исследований, способных повысить достоверность положения уровня ВНК в неразбуренных частях залежи. В их число вошла необходимость дополнительного изучения литолого-фа-циальных неоднородностей и тектонического фактора.
Литологические неоднородности как фактор влияния на ВНК. Объект разработки - пласт ВК13 - относится к верхней части викуловских отложений. В кровле залегает пласт ВК1, образованный в прибрежно-морских условиях (фация верхней части внутреннего шельфа). Отложения нижележащих пластов ВК2 и ВК3 накопились в условиях мелкого моря в пределах подводного берегового склона, подвергавшегося деятельности волн и штормов (фации проксимальной и дистальной частей фронта дельты) [8].
Продуктивные пласты хорошо выделяются на диаграммах ГИС (ПС, ГК, ИК, БК), уверенно прослеживаются по площади. Характерной особенностью отложений пластов ВК является слоистая неоднородность пород, установленная по данным керна, а также выделение двух типов разреза [9]. Слоистая неоднородность пород прослеживается на макро- и микроуровнях. Макронеоднородность связана с определенными лито-логическими типами пород и хорошо определяется по данным ГИС. Микронеоднородность связана с переслаиванием пород алевролито-псаммитового состава, в различной степени глинистых, с прослоями алеври-тистых глин (аргиллитов), обогащенных детритовым и слюдистым материалом.
Формирование отложений викуловской свиты на значительной территории лицензионного участка происходило в прибрежно-морских условиях, и лишь на юге участка сохранялся континентальный режим, где накопились отложения врезанных речных долин [8, 10, 11]. Фильтра-ционно-емкостные свойства (ФЕС) продуктивных отложений ВК1-3, изученные на основании результатов лабораторных исследований керна, данных интерпретации ГИС и гидродинамического изучения скважин, обладают широким диапазоном изменений [12]. Прибрежно-морские отложения характеризуются пористостью от 0,1 до 35,7 % при среднем значении 24,4 % и проницаемостью от 0,01 до 255 мД при среднем значении 18,8 мД. Отложения вреза
изучены керном единственной скважины. Пористость по ним составила от 17,1 до 28 % при среднем 24,3 %, а проницаемость варьирует от 0,04 до 175 мД при среднем значении 57 мД. В целом значения ФЕС для различных типов разреза сопоставимы, однако имеется увеличение проницаемости для отложений вреза. Обоснование уровня ВНК показало, что в отложениях вреза положение ВНК на 10 м ниже, чем во вмещающих отложениях.
Таким образом, снижение уровня ВНК на 10 м в пределах развития отложений вреза связано с увеличением проницаемости, обусловленным сменой типов разреза.
Тектоника как фактор влияния на ВНК. Тектоническая активность оказывает огромное влияние на процесс формирования залежей углеводородов. Способность тектонических нарушений являться гидродинамическими экранами, которые могли бы изолировать блоки с различными уровнями ВНК, рассмотрена на базе комплексного анализа результатов сейсморазведочных работ и трассер-ных исследований. Сложная модель разрывных нарушений, прослеженных по данным сейсморазведки, свидетельствует о многократной тектонической активизации. По степени проникновения в осадочный чехол выделены три типа нарушений. Первый тип затрагивает отложения доюрского комплекса, нижней и средней юры, выше они постепенно затухают в верхнеюрских отложениях. Второй тип захватывает отложения юрского комплекса, вплоть до верхней юры включительно. Их заложение происходило в доюрское и юрское время. Третий тип приурочен к меловому интервалу разреза и относится к «бескорневым» разломам. Последние пронизывают отложения викулов-ской свиты.
Разрывные нарушения, развитые в пределах вику-ловской свиты, указывают на их постседиментационную природу. Они прослеживаются по площади фрагментарно, не позволяя разделить залежь на изолированные флю-идодинамические блоки. Амплитуды смещений разрывных нарушений составляют от 5 м до 18 м, углы наклонов местами достигают 60 град. Проводимость выделенных тектонических нарушений исследована на основании трассерных исследований, позволивших изучить фильтрационные потоки в межскважинном пространстве. Метод трассерных исследований основан на добавке меченого вещества (индикатора) в нагнетаемую в пласт жидкость с последующей ее фиксацией в добываемой продукции. Анализ скорости движений индикатора показал равномерное распределение скорости в различных направлениях по площади, а также отсутствие заметного снижения скорости при его прохождении через тектонические нарушения. Отсутствие различий в скорости фильтрации и объеме поступающей меченой жидкости подтвердило наличие гидродинамической связи между скважинами, пробуренными с разных сторон тектонических нарушений. Местами отмечается некоторое увеличение объема фильтрации через трассируемые разрывные нарушения, что, возможно, свидетельствует об увеличении проводимости пород за счет открытых трещин. Таким образом, выделенные разрывные нарушения в пределах отложений викуловской свиты не являются гидродинамическими экранами, способными изолировать блоки с различными уровнями ВНК.
С целью изучения влияния тектоники, включая неотектонические перестройки [13], использован метод палеоструктурного анализа. В основе метода лежит представление о компенсации погружения дна бассейна осадконакоплением. Метод позволяет установить время начала формирования структур разного порядка и проследить процесс их тектонического развития на протяжении формирования всего осадочного чехла. Для этих целей послужили результаты сейсмической интерпретации прослеженных основных отражающих горизонтов (ОГ), сформированных в периоды максимальных трансгрессий. Прослеженные ОГ позволили выделить основные сейсмокомплексы и понять характер их взаимоотношений. Самым нижним интерпретируемым отражающим горизонтом является ОГ «А», соответствующий границе стратиграфического несогласия между доюрским основанием и осадочным чехлом. ОГ «Б» и «М» приурочены к кровлям тутлеймской (волжский ярус, низы берриаса) и кошайской свит (нижний апт). К кровле глин в основании ханты-мансийской свиты (альб) относится отражающий горизонт «М1», а с подошвой ханты-мансийской свиты связан ОГ «ВК1». Отражающие горизонты «Г» и «С» привязаны к подошве кузнецовской свиты (турон) и подошве
верхней подсвиты березовской свиты (верхний турон-ко-ньяк-сантон-кампан) соответственно.
На основе набора палеоструктурных карт, фиксирующих изменчивость толщин между основными отражающими горизонтами, прослежены основные этапы эволюции структур в пределах площади. Анализ выявил унаследованное развитие территории и постепенное вы-полаживание структур вверх по разрезу. Значительные инверсионные преобразования структурного плана произошли на неотектоническом альпийском этапе развития. Они захватили интервал времени от палеоцена до современной эпохи [14]. Подъем территории подтверждается отсутствием в осадочном чехле отложений неогена.
Графики роста структур по Нейману [15], отражающие приращение толщин в соответствии с абсолютным временем, свидетельствуют о неравномерном росте отдельных поднятий в пределах участка (рис. 2).
С целью анализа истории формирования залежи нефти рассмотрены комплексы отложений между отражающими горизонтами «ВК1», «Г», «С». Карта толщин между ОГ «ВК1» и «Г», представленная на рис. 3, а, фиксирует размеры ловушки на момент формирования залежи УВ. Кроме того, можно утверждать, что к концу сеноманского
* Талинская структура ■ Сосново-Мысское поднятие —Западный купол к Центральный купол ж Восточная погруженная часть
рисунок 2. График величин роста структур Figure 2. Graph of the growth rates of structures
^ 6000 1000^5000 20М^Ш0т 1:500000
РисунокЗ. Карты толщинснанесеннымконтуромзалежи между: а -OT<<BI<,» иОëû; б - ОГ«ВК,»и ОГ «С» Figure3.Thicknessmapswithadepositcontourplotted between: a -RH "VK," and RH"G"; b - RH "VK,"andRH"C"
б
Рисунок 4.СхемыобоснованияуровнейВНК: а - современное состояние; б -при выравниваниипрофилянаОëû Figure 4. Schemes for substantiating the WOC levels: a - current state; b - when leveling the profile on RH "G"
1400 1360 1320 1280 1240 1200 -1160 1120 1080 10J0 1000 960 920
-800 .760 -720
/
J / \ j ■. /
-и I? Ф- V" ■■ ■*> ■ v я ' j Ш ■ •y.
/ ■ .•У / /я T "
я / / ОГ «М1» 1 я в / or «Г» / fw or «С» / " ■ / / ■ / W
/ Correlation coefficient: 0.874 Correlation coefficient: 0.936 Correlation coefficient: 0.812
■ HOO -1360 -1320 -12U0 -1240 -1200 -1160 -1120 -ЮЭО -1040 -1000 -960 -920
■760 -720
a.o. отражающих горизонтов
рисунок 5. Графики зависимости а. о. уровня ВНк и а. о. отражающих горизонтов: а - ОГ «М1»; б - ОГ «Г»; в - ОГ «С» Figure 5.Theabsolutemarkof thewoclevel and theabsolute markofthe reflectinghorizons dependency graphs: a - RH"M1" b- RH"G";c- RH "C"
века ловушка в пределах контура современной залежи ВК была сформирована и готова к заполнению углеводородами. Карта толщин между ОГ «ВК1» и «С», представленная на рис. 3, б, указывает на трансформации викулов-ского резервуара в постсеноманское время.
Выравнивание схемы обоснования ВНК на ОГ «Г» выявило факт существования горизонтального палеоВ-НК на конец сеномана, что указывает на существование зависимости между ОГ «Г» и ВНК (рис. 4).
Причиной сохранения залежи при последующих тектонических трансформациях, согласно теории капиллярного нефтегазонакопления, по-видимому, является образование стабилизационного капиллярного барьера за счет охлаждения на контакте пластовых вод и углеводородов [4]. Суммарное охлаждение нижних горизонтов в Западно-Сибирском бассейне привело к снижению пластовых температур на 25-30 °С в южной части бассейна и коснулось пород кровли сеномана [2]. Таким образом, определено приблизительное время существования горизонтального положения палеоВНК для отложений вику-ловской свиты - конец сеноманского века верхнего мела.
На основе корреляционного анализа выполнено сопоставление абсолютных отметок уровней ВНК и абсолютных отметок отражающих горизонтов «ВК1», «Г», «С. Графически результаты представлены с помощью кросс-плота на рис. 5. Установлены очень тесные связи между указанными параметрами с коэффициентами корреляции 0,874; 0,936; 0,812 соответственно. Самый высокий коэффициент корреляции, составляющий 0,936, установлен для зависимости между абсолютными отметками (а. о.) уровня ВНК и абсолютными отметками ОГ «Г», что подтверждает результаты профиля выравнивания о суще-
ствовании палеоВНК в горизонтальном положении на конец сеноманского века.
Установленная зависимость между отметками ВНК и ОГ «Г» в скважинах послужила основой для расчета уровней ВНК в неразбуренных частях залежи нефти пластов ВК Еговского + Пальяновский ЛУ Установленная зависимость позволила обосновать положение ВНК и уточнить контуры залежи при ее геометризации.
Выводы
В ходе исследования выявлено, что основным геологическим фактором, оказавшим значительное влияние на поведение современной поверхности ВНК, является тектоника постсеноманского времени. На конец сеномана уже существовала структурная ловушка, которая заполнялась углеводородами. Установлено примерное время горизонтального положения палеоВНК, соответствующее концу сеноманского века. В постсеноманское время формирующаяся залежь подверглась тектоническим трансформациям, что привело к значительному наклону ВНК. Причиной, препятствующей выравниванию поверхности ВНК, по-видимому, служит наличие стабилизационного барьера. Смена типов разреза обеспечивает снижение уровня ВНК в пределах отложений вреза на 10 м по сравнению с уровнем ВНК вмещающих отложений. Получена зависимость между абсолютными отметками ВНК и абсолютными отметками отражающего горизонта «Г», соответствующего подошве кузнецовской свиты. Установленные закономерности позволили объяснить причины негоризонтальности современного ВНК и реализовать авторский вариант повышения достоверности контура залежи пластов ВК1-3 в пределах Ем-Еговского + Пальяновского ЛУ Красноленин-ского месторождения для неразбуренных участков залежи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Хафизов Ф. З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей Среднего Приобья // Труды ЗапСибНИГНИ. 1972. Вып. 61. С. 76-81.
2. Нестеров И. И., Салманов Ф. К., Шпильман К. А. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. М.: Недра, 1971. 462 с.
3. Курчиков А. Р., Ставицкий Б. П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. М.: Недра, 1987. 134 с.
4. Большаков Ю. Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 1995. 184 с.
5. Грищенко М. А. Закономерности положения водонефтяных контактов продуктивных пластов Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008. № 6. С. 35-41.
6. Грищенко М. А., Иванова И. В. Уточнение литологической модели пластов ВК13 в пределах Ем-Еговского лицензионного участка с учетом вторичных процессов карбонатизации коллекторов // Геология нефти и газа. 2021. № 2. С. 47-59. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2021-2-47-59
7. Дьяконова Т. Ф., Билибин С. И., Дубина А. М., Исакова Т. Г., Юканова Е. А. Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей // Каротажник. 2004. № 3-4. С. 83-97.
8. Состав, строение и условия формирования коллекторов группы ВК восточной части Красноленинского нефтяного месторождения (Западная Сибирь) / В. П. Алексеев [и др.]. Екатеринбург: УГГУ, 2011. 325 с.
9. Страхов Н. М. Основы теории литогенеза. Т. 1. Типы литогенеза и их размещение на поверхности Земли. М.: Изд-во АН СССР, 1960. 212 с.
10. Catuneanu O., Galloway W. E., Kendall Ch. G. St. C., Miall A. D., Posamentier H. W., Strasser A., Tucker M. E. Sequence Stratigraphy: Methodology and Nomenclature // Newsletters on Stratigraphy. 2011. Vol. 44. No. 3. P. 173-245. https://doi.org/10.1127/0078-0421/2011/0011
11. Price N. J., Cosgrove J. W. Analysis of geological structures. Cambridge: Cambridge University Press, 2005. 502 p.
12. Folk R. L. Petrology of sedimentary Rocks. Austin, Texas, USA: Hemphill Pub. Co.,1980. 184 p. http://hdl.handle.net/2152/22930
13. Рыбак В. К. Влияние неотектоники на изменение положения ВНК залежей нефти Красноленинского свода // Тектоника Западной Сибири. Тюмень, 1987. С. 126-129.
14. Белоусов С. Л., Зверев К. В., Насонова Н. В., Нукалов Е. Н., Чернова Е. В. Палеогеография викуловских отложений Красноленинского свода // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры: XIII науч.-практ. конф. Ханты-Мансийск, 2010. Т. 1. С. 247-254.
15. Нейман В. Б. Теория и методика палеотектонического анализа. М.: Недра, 1984. 80 с.
Статья поступила в редакцию 11 мартa 2022 года
УДК 553.982 http://doi.org/10.21440/2307-2091-2022-2-80-88
Patterns of the formation of a sloping water-oil contact using the example of the Krasnoleninskoye field (Western Siberia)
Irina Vladimirovna IVANOVA1* Stephan Grigor'evich PANYAK2**
1LLC "Tyumen Petroleum Research Center", Tyumen, Russia 2Ural State Mining University, Ekaterinburg, Russia
Abstract
The relevance of the work. The surface of the water-oil contact (WOC) is an important element of the geological model, which makes it possible to reliably geometrize the deposit. At a number of fields in Western Siberia, significant differences in water contact levels introduce significant uncertainties in geometrization. In order to increase the validity of the position of the oil-water contact for the undrilled parts of oil deposits within the Em-Egovskoye + Palyanovskoye license areas (LA) and the eastern margin of the Talinsky LU of the Krasnoleninskoye field, an analysis of the main factors that influenced changes in the WOC level was carried out.
Research methods. The determination of the WOC level in the wells was carried out on the basis of a comprehensive analysis of the results of testing the formation producing zone, interpretation of well logging, core studies of rocks. As additional methods of study, elements of lithofacies, paleostructural, correlation analyzes and tracer studies are involved. The non-horizontal position of fluid contacts in the fields of Western Siberia was studied by: F. Z. Khafizov [1], I. I. Nesterov [2], A. R. Kurchikov [3], Yu. Ya. Bolshakov [4], M. A. Grishchenko [5] [et al.]. Previously, small WOC drops (up to 5-10 m) were usually explained by capillary forces in lithological heterogeneities of rocks of various facies environments. Drops of 30-100 m or more can be explained only at the expense of larger-scale processes during the formation of the deposit and at a later time. Such large-scale transformations, in our opinion, were the result of the manifestation of tectonics.
As a result of the study, the main patterns of fluctuations in the level of the current WOC within the studied area were revealed, a relationship was established between the absolute marks of the WOC and the absolute marks of the suite bases. The approximate time of the formation of the horizontal position of the paleo-WOC of the reservoir, corresponding to the end of the Cenomanian, has been established.
Conclusions. The main reasons for the sloping position of the current WOC have been identified, the author's version of increasing the reliability of the reservoir contour within the undrilled areas has been implemented.
Keywords: sloping water-oil contact, lithological heterogeneity, tectonics, paleostructural analysis, geological model, geometrization.
REFERENCES
1. Khafizov F. Z. 1972, The role of the latest tectonic movements in the change in the position of the WOC deposits of the Middle Ob region. Trudy ZapSibNIGNI [Proceedings of the ZapSibNIGNI], issue. 61, pp. 76-81. (In Russ.)
2. Nesterov I. I., Salmanov F. K., Shpilman K. A. 1971, Oil and gas fields in Western Siberia. Moscow, 462 p. (In Russ.)
3. Kurchikov A. R., Stavitsky B. P. 1987, Geothermy of oil and gas bearing regions of Western Siberia. Moscow, 134 p. (In Russ.)
4. Bolshakov Yu. Ya. 1995, Theory of oil and gas accumulation capillarity. Novosibirsk, 184 p. (In Russ.)
5. Grishchenko M. A. 2008, Patterns of the position of water-oil contacts of productive reservoirs of the Samotlor field. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy [Geology, geophysics and development of oil and gas fields], no. 6, pp. 35-41. (In Russ.)
6. Grishchenko M. A., Ivanova I. V. 2021, Em-egovsky license area: update of BK1-3 beds lithology model accounting for processes of secondary carbonatization. Geologiya nefti i gaza [Oil and gas geology], no. 2, pp. 47-59. (In Russ.) https://doi.org/10.31087/0016-7894-2021-2-47-59
7. Dyakonova T. F., Bilibin S. I., Dubina A. M., Isakova T. G., Yukanova E. A. 2004, Problems of substantiation of water-oil contact based on the materials of geophysical surveys of wells in the construction of detailed geological models. Karotazhnik [Logger], no. 3-4, pp. 83-97. (In Russ.)
8. Alekseev V. P. [et al.]. 2011, Composition, structure and conditions for the formation of reservoirs of the VK group in the eastern part of the Krasnoleninskoye oil field (Western Siberia). Ekaterinburg, 325 p. (In Russ.)
9. Strakhov N. M. 1960, Fundamentals of the theory of lithogenesis. Volume 1. Types of lithogenesis and their location on the surface of the Earth. Moscow, 212 p. (In Russ.)
10. Catuneanu O., Galloway W. E., Kendall Ch. G. St. C., Miall A. D., Posamentier H. W., Strasser A., Tucker M. E. 2011, Sequence Stratigraphy: Methodology and Nomenclature. Newsletters on Stratigraphy, vol. 44, no. 3, pp. 173-245. https://doi.org/10.1127/0078-0421/2011/0011
11. Price N. J., Cosgrove J. W. 2005, Analysis of geological structures. Cambridge, 502 p.
12. Folk R. L. 1980, Petrology of sedimentary Rocks. Austin, Texas, USA, 184 p. http://hdl.handle.net/2152/22930
13. Rybak V. K. 1987, Influence of neotectonics on the change in the position of the WOC of oil deposits of the Krasnoleninsky dome. Tectonics of Western Siberia. Tyumen, pp. 126-129. (In Russ.)
https://orcid.org/0000-0001-5088-4375
14. Belousov S. L., Zverev K. V., Nasonova N. V., Nukalov E. N., Chernova E. V. 2010, Paleogeography of the Vikulov deposits of the Krasnoleninsky dome. Ways to realize the oil and gas and ore potential of the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Yugra: XIII Scientific and practical conference, Khanty-Mansiysk, vol. 1, pp. 247-254. (In Russ.)
15. Neiman V. B. 1984, Theory and methods of paleotectonic analysis. Moscow, 80 p. (In Russ.)
The article was received on March 11, 2022
