georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.3.5geores-324Research ArticleНЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИOIL AND GAS CONTENT OF THE NORTH OF WESTERN SIBERIAИнтегрированный подход к построению геологических моделей на основе фациального анализаIntegrated Approach to the Construction of Geological Models Based on Facies AnalysisГенераленкоО. С.GeneralenkoO. S.

Ольга Сергеевна Генераленко – эксперт

190000, Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д

Olga S. Generalenko – Expert

75–79 liter D, Moika River emb., 190000, Saint Petersburg

Generalenko.OS@gazpromneft-ntc.ruШелеповИ. В.ShelepovI. V.

Илья Валентинович Шелепов – руководитель направления геологического моделирования

191167, Санкт-Петербург, Синопская набережная, д. 22

Ilya V. Shelepov – Head of Direction

75–79 liter D, Moika River emb., 190000

Shelepov.IV@gazprom-neft.ruЕрмаковаО. Э.ErmakovaO. E.

Ольга Эдуардовна Ермакова – главный специалист Россия, 190000, Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д

Olga E. Ermakova – Chief Specialist 75–79 liter D, Moika River emb., 190000, Saint Petersburg, Russian Federation

Ermakova.OE@gazpromneft-ntc.ruМоторинИ. В.MotorinI. V.

Иван Владимирович Моторин – главный специалист

190000, Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д

Ivan V. Motorin – Chief Specialist

75–79 liter D, Moika River emb., 190000

Motorin.IVl@gazprom-neft.ruВоробьеваГ. Н.VorobyovaG. N.

Гузель Нурханифовна Воробьева – руководитель по разработке продукта

190000, Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д

Guzel N. Vorobyova – Head of Product Development

75–79 liter D, Moika River emb., 190000

Vorobyeva.GN@gazprom-neft.ruПарамошинаД. Д.ParamoshinaD. D.

Дарья Денисовна Парамошина – специалист

190000, Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д

Darya D. Paramoshina – Specialist

75–79 liter D, Moika River emb., 190000

Paramoshina.DDe@gazpromneft-ntc.ruГруппа компаний ГазпромнефтьРоссияGazpromneft Group of CompaniesRussian Federation2024300920242633342Copyright © Генераленко О.С., Шелепов И.В., Ермакова О.Э., Моторин И.В., Воробьева Г.Н., Парамошина Д.Д., 20242024Генераленко О.С., Шелепов И.В., Ермакова О.Э., Моторин И.В., Воробьева Г.Н., Парамошина Д.Д.Generalenko O.S., Shelepov I.V., Ermakova O.E., Motorin I.V., Vorobyova G.N., Paramoshina D.D.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/324

Используя интегрированный (комплексный) подход, построена 3D геологическая и гидродинамическая модели, в основу которых легли результаты фациального анализа. Проведено седиментологическое описание керна с интерпретацией фаций отложений, формирование которых происходило в относительно глубоководных условиях осадконакопления ачимовской толщи в пределах ноябрьского региона. По результатам фациальной интерпретации керна выполнено петрофациальное моделирование по концепции связанности порового пространства, подобраны коэффициенты связанности (Sf), и уточнена зависимость определения проницаемости для каждой фации.Помимо определения фаций по керну, используя результаты литологической интерпретации по каротажу, фациальные зоны, ассоциации фаций по площади, сейсмические атрибуты (динамический анализ), удалось выполнить фациальную интерпретацию каротажных кривых (электрофации) и построить фациальные карты на каждый циклит в пределах крупного клиноциклита (пласта). Геологическая модель построена с учетом внутреннего строения пласта и фациального анализа, что позволило дифференцировать пласт на отдельные интервалы со своими зависимостями фильтрационно-емкостных свойств.Данный подход обеспечил лучшее соответствие гидродинамической модели реальному геологическому строению и заложил прогнозную основу для последующих целей бурения.

Using an integrated approach, 3D geological and hydrodynamic models were built using the results of facies analysis. A sedimentological description of the core was carried out with the interpretation of facies, the formation of which occurred in relatively deep-water sedimentation conditions of the Achimov strata and 7 facies were identified. Based on the results of the facies interpretation of the core, petrofacial modeling were performed according to the concept of pore space connectivity, connectivity coefficients (Sf) were selected and the dependence of the permeability determination for each facies was clarified.In addition to determining facies by core, using the interpretation of lithology by logging, facies zones (A, B, C), associations of facies by area, seismic attributes (dynamic analysis), it was possible to perform a facies interpretation of logging curves (electrophations) and build facies maps for each cyclite within a large clinocyclite (formation). The geological model was built taking into account the internal structure of the formation and facies analysis, which made it possible to differentiate the formation into separate intervals with their dependences of filtration and capacitance properties.This approach provided a better match of the model to the real geological structure and laid the predictive basis for subsequent drilling purposes.

фациальный анализгиперпикнальный потокачимовские отложенияпетрофациальный анализтурбидитовые каналыадаптация гидродинамической моделигеологическое моделированиекуб фацийконцепция связанности порового пространстваfacies analysishyperpicnal flowAchimov depositspetrofacial analysisturbidite channelsadaptation of the hydrodynamic modelgeological modelingfacies cubethe concept of pore space connectivityReferencesАллен Дж., Позаментьер Г. (2014). Секвентная стратиграфия терригенных отложений. Основные принципы и применение. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 436 с.Antipin Y.O. (2017). Water saturation modeling of clastic formations using Leverett J Function. Territoria Neftegaz, p. 19. (In Russ.)Антипин Я.О. (2017). Моделирование нефтенасыщенности залежей в терригенных коллекторах с использованием J-функции Леверетта. Территория Нефтегаз, 19 с.Belkina V.A., Antipin Y.O., Zaboeva A.A. (2021). 3D saturation modeling. Main concepts and approaches. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University, Geo Assets Engineering, 332, pp. 223–237. (In Russ.)Беляков Е.О. (2020). Базовые закономерности концепции связанности порового пространства для петрофизического моделирования фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных терригенных пород. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти, 2(16), с. 25–30. https://doi.org/10.7868/S2587739920020032Belyakov E.O. (2018). An algorithm for computer modeling the geometry of a flowing cluster during the formation of hydrocarbon deposits within the framework of the concept of pore space connectivity. Geofizika, 4, pp. 18–24. (In Russ.)Беляков Е.О. (2021). Петрофизическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств нефтеносных коллекторов в концепции связанности порового пространства (на примере традиционных терригенных коллекторов Западной Сибири). M.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 288 c.Belyakov E.O. (2020). Basic regularities of the concept of pore space connectivity for petrophysical modeling of filtration and capacitance properties of oil-saturated terrigenous rocks. PROneft, 2(16), pp. 25–30. (In Russ.) https://doi.org/10.7868/S2587739920020032Беляков Е.О., Мухидинов Ш.В. (2015). Использование обобщенных зависимостей для построения петрофизических моделей фильтрационно-емкостных свойств с оценкой граничных параметров выделения коллекторов и определения их характера насыщенности. Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы. Сборник статей. М.: ООО «ЕАГО Геомодель», 383 с.Belyakov E.O. (2021). Petrophysical modeling of filtration-capacitance properties of oil–bearing reservoirs in the concept of pore space connectivity (on the example of traditional terrigenous reservoirs of Western Siberia). Moscow–Izhevsk: Institute of Computer Research, 288 p. (In Russ.)Бородкин В.Н., Курчиков А.Р., Мельников А.В., Храмцова А.В. (2011). Модель формирования и текстурные особенности пород ачимовского комплекса севера Западной Сибири. Тюмень: ТюмГНГУ.Belyakov E.O., Frantsuzov S.E., Mukhidinov Sh.V., Stremichev E.V., Makukho D.M. (2013). A probabilistic model of the distribution of fluid saturation in the pore space of rocks as a basis for clarifying petrophysical models of filtration and capacitance properties. Neftyanoe khozyaystvo = Oil industry, 12. (In Russ.)Букатов М.В., Пескова Д.Н., Ненашева М.Г., Погребнюк С.А., Тимошенко Г.М., Солодов Д.В., Жуков В.В., Бочков А.С., Волков Г.В., Вашкевич А.А. (2018). Ключевые проблемы освоения ачимовских отложений на разных масштабах исследования. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти, с.16–21. https://doi.org/10.24887/2587-7399-2018-2-16-21Belyakov E.O., Mukhidinov S.V. (2015). The use of generalized dependencies for the construction of petrophysical models of filtration and capacitance properties with an assessment of the boundary parameters of reservoir isolation and determination of their saturation character. Petrophysics of complex reservoirs: problems and prospects: Coll. papers. Ed. Enikeev B.N. Moscow: EAGO Geomodel, 383 p. (In Russ.)Вершинина И.В., Виноградов К.Э., Гильманова Н.В., Коваленко М.А., Шаламова В.И. (2022). Обзор применяемых подходов к гидродинамическому моделированию низкопроницаемых коллекторов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 9, с. 41–47. https://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-9(369)-41-47Borodkin V.N., Kurchikov A.R., Melnikov A.V., Khramtsova A.V. (2011). Model of formation and textural features of rocks of the ach. Complex in the north of Western Siberia. Tyumen Industrial University. (In Russ.)Генераленко О.С., Беляков Е.О. (2024). Петрофациальное моделирование отложений эстуариевого типа на примере одного из месторождений Черкашинской свиты Западной Сибири. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти, с. 20–26. https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-2-20-26Bukatov M.V., Peskova D.N., Nenasheva М.G., Pogrebnuk S.A., Timoshenko G.M., Solodov D.V., Zhukov V.V., Bochkov A.S., Volkov G.V., Vashkevich A.A. (2018). Key problems of Achimov deposits development on the different scales of studying. PROneft, (2) рp.16–21. (In Russ.) https:// doi.org/10.24887/2587-7399-2018-2-16-21Гималтдинова А.Ф., Калмыков Г.А., Топунова Г.Г. (2011). Оценка нефтенасыщенности по методике Леверетта. Вестник Московского Университета, сер. 4. Геология, 4, с. 71–74.Generalenko Olga S., Belyakov Еvgeniy О. (2024). Petrofacial modeling of estuarine type deposits on the example of one of the deposits of the Cherkashinskaya formation of Western Siberia. PROneft, pp. 20–26. (In Russ.) https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-2-20-26Забоева А.А., Зверев К.В., Генераленко О.С., Наумов А.А., Пескова Д.Н., Плешанов Н.Н. (2020). Влияние макронеоднородности ачимовских отложений на прогноз технологических показателей работы скважин. Санкт-Петербург-2020. Геонауки: трансформируем знания в ресурсы. Материалы 9-й геолого-геофизической конференции. ЕАГЕ Геомодель.Himaltdinova A.F., Kalmykov G.A., Topunova G.G. (2011). Assessment of oil saturation using the Leverett method. Moscow University Geology Bulletin, 4, pp. 71–74. (In Russ.)Закревский К.Е., Нассонова Н.В. (2012). Геологические моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. Тверь: ООО «Издательство ГЕРС», 80 с.Kontorovich V.A., Lapkovsky V.V., Lunev B.V. (2014). Model of forming neocomian clinoform complex of West-Siberian oil-and-gaz bearing province with regard to isostasy. Geologiya nefti i gaza Zapadnoy Sibiri, pp. 65–72. (In Russ.)Конторович В.А., Лапковский В.В., Лунев Б.В. (2014). Модель формирования неокомского клиноформного комплекса Западно-Сибирской провинции с учетом изостазии. Геология нефти и газа Западной Сибири, с. 65–72.Morozov V.Y., Vazhenina O.A., Kulagina S.F., Nezhdanov A.A., Ogibenin V.V., Purtova I.P. Rusakov P.S. Trigub A.V. Timchuk A.S. (2023). Directions & Methodology of irreducible hydrocarbons’ exploration in Western Siberia. Geologiya nefti i gaza = Geology of Oil and Gas, рp. 104–119. (In Russ.) https://doi.org/10.47148/0016-7894-2023-4-104-119Морозов В.Ю., Важенина О.А., Кулагина С.Ф., Нежданов А.А., Огибенин В.В., Пуртова И.П., Русаков П.С., Тригуб А.В., Тимчук А.С. (2023). Направления и методология изучения «остаточного» углеводородного потенциала Западной Сибири. Геология нефти и газа, с. 104–119.Olneva T.V. (2017). Seismic facies analysis. Images of geological processes and phenomena in a seismic image. Мoscow–Izhevsk: Institute of Computer Research, 152 p. (In Russ.)Ольнева Т.В. (2017). Сейсмофациальный анализ. Образы геологических процессов и явлений в сейсмическом изображении. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 152 с.Posamentier H.W., Allen G.P. (1999). Siliciclastic Sequence Stratigraphy – Concepts and Applications. Tulsa: SEPM Society for Sedimentary Geology, 204 p. https://doi.org/10.2110/csp.99.07Zavala С., Arcuri M. (2016). Intrabasinal and extrabasinal turbidites: Origin and distinctive characteristics. Sedimentary Geology, 337, рр. 36–54. http://dx.doi.org/10.1016/j.sedgeo.2016.03.008Vershinina I.V., Vinogradov K.E., Gilmanova N.V., Kovalenko M.A., Shalamova V.I. (2022). Review of applied approaches to reservoir simulation of low-permeability reservoirs. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy = Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 9(369), pp. 41–47. (In Russ.) https:// doi.org/10.33285/2413-5011-2022-9(369)-41-47Zaboeva A.A., Zverev K.V., Generalenko O.S., Naumov A.A., Peskova D.N., Pleshanov N.N. (2020). Microheterogeneity influence of Achimov deposits on production technology characteristics. Geosciences: Transforming knowledge to resources. 9th geology & geophysics conference expanded abstracts. EAGE Geomodel., 6 p. (In Russ.)Zaboeva A.A., Zverev K.V., Generalenko O.S., Naumov A.A., Peskova D.N., Pleshanov N.N. (2020). Microheterogeneity influence of Achimov deposits on production technology characteristics. Geosciences: Transforming knowledge to resources. 9th geology & geophysics conference expanded abstracts. EAGE Geomodel., 6 p. (In Russ.)Zakrevsky K.E., Nassonova N.V. (2012). Geological modeling of the neocomian clinoform of Western Siberia. Tver., 80 p. (In Russ.)Zakrevsky K.E., Nassonova N.V. (2012). Geological modeling of the neocomian clinoform of Western Siberia. Tver., 80 p. (In Russ.)Zavala С., Arcuri M. (2016). Intrabasinal and extrabasinal turbidites: Origin and distinctive characteristics. Sedimentary Geology, 337, рр. 36–54. http://dx.doi.org/10.1016/j.sedgeo.2016.03.008Zavala С., Arcuri M. (2016). Intrabasinal and extrabasinal turbidites: Origin and distinctive characteristics. Sedimentary Geology, 337, рр. 36–54. http://dx.doi.org/10.1016/j.sedgeo.2016.03.008

The authors declare that there are no conflicts of interest present.