georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.3.15geores-334Research ArticleГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, ПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВGEOLOGICAL-GEOCHEMICAL RESEARCH, PROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF HYDROCARBON FIELDSМорфометрический подход к количественной оценке мощности отложений меандрирующих палеорусел тюменской свиты Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейнаMorphometric Approach to Quantitative Assessment of Thickness of Sediments Meandering Paleochannels of the Tyumen Formation of the West Siberian Oil and Gas BasinОльневаТ. В.OlnevaT. V.

Татьяна Владимировна Ольнева – доктор геол.-минерал. наук, ведущий эксперт по сейсмогеологической интерпретации

190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3–5

Tatyana V. Olneva – Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Leading expert on seismic and geological interpretatio

3–5 Pochtamtskaya str., St. Petersburg, 190000

olnetta@gmail.comОрешковаМ. Ю.OreshkovaM. Yu.

Мария Юрьевна Орешкова – аспирант кафедры геофизики

199106, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21 линия, д. 2

Maria Yu. Oreshkova – Postgraduate student, Department of Geophysics

21 Line, 2 Vasilevsky Island, St. Petersburg, 199106

s215017@stud.spmi.ruБуторинА. В.ButorinA. V.

Александр Васильевич Буторин – кандидат геол.-минерал. наук, доцент кафедры геофизики; руководитель проекта по развитию дисциплины «сейсморазведка»

190000, Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3–5

Alexandr V. Butorin – Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Associate Professor; Head of seismic discipline

3–5 Pochtamtskaya str., St. Petersburg, 190000

a.butorin@spbu.ruЕгоровА. С.EgorovA. S.

Алексей Сергеевич Егоров – доктор геол.-минерал. наук, профессор, заведующий кафедрой геофизики

199106, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21 линия, д. 2

Alexey S. Egorov – Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Professor, Head of the Department of Geophysics

21 Line, 2 Vasilevsky Island, St. Petersburg, 199

egorov_as@pers.spmi.ruГруппа компаний ГазпромнефтьРоссияGazpromneft Group of CompaniesRussian FederationСанкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины IIРоссияEmpress Catherine II Saint Petersburg Mining UniversityRussian FederationГруппа компаний Газпромнефть; Санкт-Петербургский государственный университетРоссияGazpromneft Group of Companies; St. Petersburg State UniversityRussian Federation202430092024263143150Copyright © Ольнева Т.В., Орешкова М.Ю., Буторин А.В., Егоров А.С., 20242024Ольнева Т.В., Орешкова М.Ю., Буторин А.В., Егоров А.С.Olneva T.V., Oreshkova M.Y., Butorin A.V., Egorov A.S.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/334

Статья посвящена вопросам внедрения морфометрического анализа в процесс качественной и количественной динамической интерпретации сейсмических данных. Суть нового подхода заключается в прогнозе мощности коллектора руслового генезиса на основе установленных зависимостей между параметрами «ширина пояса руслоформирования» и «мощность русловых отложений». В качестве примера выполнена интерпретация меандрирующей речной системы, выявленной в одном из продуктивных интервалов тюменской свиты Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Представлены три вида зависимостей, две из которых являются авторскими и публикуются впервые. Для автоматизации морфометрического анализа разработан программный код на языке Python. Прогнозируемые на основе зависимостей диапазоны мощности коррелируют с результатами количественного динамического анализа, выполненного путем инверсионных преобразований, а также с общими представлениями о мощности отложений как современных речных систем, так и палеорусел в разновозрастных геологических формациях.

The article is devoted to implementation of morphometric analysis in process of qualitative and quantitative dynamic interpretation of seismic data. Essence of new approach is to predict reservoir capacity of channel genesis based on established dependencies between parameters “width of channel formation belt” and “thickness of channel deposits”. Interpretation of meandering river system demonstrates on example of one productive interval identified in the Tyumen formation. This article presents three variants of dependencies, two of which are the author’s and published for the first time. Authors have developed a program code in Python to automate morphometric analysis. Ranges of values predicted on basis of dependencies are correlated with results of quantitative dynamic analysis performed by inversion transformations, as well as with general ideas about sediment thickness of both modern river systems and paleosystems in geological formations of different ages.

тюменская свитаморфометрический анализмеандрирующие палеоруслапояс руслоформированияпрогноз мощности палеорусловых отложенийХанты-Мансийский автономный округTyumen formationmorphometric analysismeandering paleochannelschannel formation beltforecast of paleochannel sediments thicknessKhanty-Mansi Autonomous OkrugАвторы выражают благодарность рецензентам за ценные замечания и предложения, которые способствовали улучшению работы.Authors express their gratitude to reviewers for valuable comments and suggestions that contributed to improving the work.ReferencesБуторин А.В., Виноходов М.А., Зиннурова Р.Р., Митяев М.Ю., Онегов А.В., Шарифуллин И.Ф. (2015). Оценка потенциала тюменской свиты в пределах Ноябрьского региона Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, (12), c. 41–43.Butorin A.V., Vinokhodov M.A., Zinnurova R.R., Mityaev M.Yu., Onegov A.V., Sharifullin I.F. (2015). Assessment of the potential of the Tyumen suite within the Noyabrsk region of Western Siberia. Neftyanoe khozyaystvo = Oil industry, 12, pp. 41–43. (In Russ.)Вассоевич Н.Б., Либрович В.Л., Логвиненко Н.В., Марченко В.И. (ред.) (1983). Справочник по литологии. М.: Недра, 509 с.Durkin P.R., Boyd R.L., Hubbard S.M., Shultz A.W., Blum M.D. (2017). Three-dimensional reconstruction of meander-belt evolution, Cretaceous McMurray Formation, Alberta foreland basin, Canada. Journal of Sedimentary Research, 87(10), pp. 1075–1099. https://doi.org/10.2110/jsr.2017.59Гладышева, Я.И. (2012). Анализ среднеюрских отложений севера Западной Сибири для оценки риска бурения глубоких скважин. Тюмень: ТюмГНГУ, 84 с.Collinson, J.D. (1978). Vertical sequence and sand body shape in alluvial. Fluvial Sedimentology (Edited by A.D. Miall). Calgary, pp. 577–586.Гурари Ф.Г. (2005). Геологическое строение и нефтегазоносность нижней – средней юры Западно-Сибирской провинции. Новосибирск: Наука, 156 с.Fedorova M.D. (2016). Tyumen suite. Methodology for creating conceptual geological models. Oil&Gas Journal Russia, 11, pp. 60–63. (In Russ.)Здоровенко С.Л. (2011). Формирование рек с незавершенным меандрированием: морфология, геодинамика и геоэкология. Диссертация кандидата географических наук. Санкт-Петербург, 175 с.Fielding, C.R., Crane, R.C. (1987). An application of statistical modeling to the prediction of hydrocarbon recovery factors in fluvial reservoir sequences. Special Publications of SEPM, (SP39), pp. 321–327. https://doi.org/10.2110/pec.87.39.0321Исакова Т.Г., Персидская А.С., Хотылев О.В., Коточкова Ю.А., Егорова А.Д., Дьяконова Т.Ф., Мозговой А.С., Чуркина В.В., Козаков С.В., Кожевникова Н.В., Ливаев Р.З., Дручин В.С., Белов Н.В., Калмыков Г.А. (2022). Типизация отложений тюменской свиты по степени гидродинамической активности условий осадконакопления при создании петрофизической модели и дифференцированной интерпретации геофизических исследований скважин. Георесурсы, 24(2), c. 172–185. https:// doi.org/10.18599/grs.2022.2.16Gibling M.R. (2006). Width and thickness of fluvial channel bodies and valley fills in the geological record: A literature compilation and classification. Journal of Sedimentary Research, 76(5), pp. 731–770. https://doi.org/10.2110/jsr.2006.060Конторович А. Э., Конторович В. А., Рыжкова С. В. (2013).Gladysheva, Ya.I. (2012). Analysis of Middle Jurassic deposits in the north of Western Siberia to assess the risk of deep well drilling. Tyumen: Tyumen State Oil and Gas University, 84 p. (In Russ.)Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде. Геология и геофизика, 54(8), с. 972–1012.Gurari F.G. (2005). Geological structure and oil and gas potential of the Lower – Middle Jurassic of the West Siberian province. Novosibirsk: Nauka, 156 p. (In Russ.)Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков В.С., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. (1975). Геология нефти и газа Западной Сибири. М: Недра, 680 с.Isakova T. G., Persidskaya A. S., Khotylev O. V., Kotochkova Yu. A., Egorova A. D., Dyakonova T. F., Mozgovoy A. S., Churkina V. V., Kozakov S. V., Kozhevnikova N. V., Livaev R. Z., Druchin V. S., Belov N. V., Kalmykov G. A. (2022). Typification of Tyumen Formation Deposits by the Degree of Hydrodynamic Activity of Sedimentation Conditions in the Creation of a Petrophysical Model and Differentiated Interpretation of Well Geophysical Surveys. Georesursy = Georesources, 24(2), pp. 172–185. (In Russ.) https:// doi.org/10.18599/grs.2022.2.16Лайель Ч. (1866). Основные начала геологии или новейшие изменения земли и ее обитателей. Т. 1. М.: изд. А. Глазунова, IX, VI, 399 с. Лидер М. (1986). Седиментология. Процессы и продукты. М.: Мир, 439 сKontorovich A.E., Kontorovich V.A., Ryzhkova S.V. et al., (2013). Jurassic paleogeography of the West Siberian sedimentary basin. Russian Geology and Geophysics, 54(8), pp. 747–779. https://doi.org/10.1016/j.rgg.2013.07.002Нестеров И.И. (1979). Новый тип коллектора нефти и газа. Геология нефти и газа, (10), с. 26–29.Kontorovich A. E., Nesterov I. I., Salmanov F. K. (1975). Geology of oil and gas of Western Siberia. Moscow: Nedra, 680 p. (In Russ.)Ольнева Т.В., Жуковская Е.А., Орешкова М.Ю., Кузьмин Д.А. (2022). Диагностика морфогенетических типов палеоканалов на основе параметризации сейсмообразов. Геофизика, (2), c. 17–25. https://doi.org/10.34926/geo.2022.84.60.001Leopold, L.B., Wolman, M.G. (1957). River channel patterns: Braided, meandering, and straight. Geol. Survay Prof. Paper 282. Washington. https:// doi.org/10.3133/pp282BОльнева Т.В. (2017). Сейсмофациальный анализ. Образы геологических процессов и явлений в сейсмическом изображении. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 151 с.Nesterov I. I. (1979). A new type of oil and gas reservoir. Geologiya nefti i gaza= Geology of oil and gas, 10, pp. 26–29. (In Russ.)Ольнева Т.В., Жуковская Е.А. (2018). Способ прогнозирования морфометрических параметров русловых тел (палеоканалов). Патент № 2672766 C1 РФ. Заявл. 08.02.2018: опубл. 19.11.2018.Olneva T. V., Zhukovskaya E. A., Oreshkova M. Yu., Kuzmin D. A. (2022). Diagnostics of morphogenetic types of paleochannels based on seismic image parameterization. Geofizika, 2, pp. 17–25. (In Russ.) https:// doi.org/10.34926/geo.2022.84.60.001Рединг X.Г., Коллинсон Дж.Д., Аллен Ф.А., Эллиотт Т., Шрейбер Б.H., Джонсон Г.Д., Болдуин К.Т., Селлвуд Б.У., Дженкинс X.К., Стоу Д.А.В., Эдуардз М., Митчелл А.X.Г. (1990). Обстановки осадконакопления и фации: в 2 т. Т. 1. М.: Мир, 352 с.Olneva T. V. (2017). Seismofacies analysis. Images of geological processes and phenomena in a seismic image. Izhevsk: Institute of Computer Research, 152 p. (In Russ.)Снищенко, Д.В., Снищенко. Б. Ф. (1991). Оценка современного гидроморфологического состояния малых рек по материалам космических съемок. Сборник: Современное состояние малых рек СССР и пути их использования, сохранения и восстановления. Секция русловых процессов ГКНТ. Л.: Гидрометеоиздат, с.85-95.Olneva T. V., Zhukovskaya E. A. (2018). Method for predicting morphometric parameters of channel bodies (paleochannels). Patent No. 2672766 C1 Russian Federation, IPC G01V 1/28, G01V 9/00. declared 08.02.2018: publ. 11/19/2018; applicant Gazpromneft NTC LLC. (In Russ.)Сурков В.С., Трофимук А.А., Жеро О.Г., Смирнов Л.В., Конторович А.Э., Канарейкин Б.А., Карус Е.В., Ковылин В.М., Крамник В.Н., Рудницкий А.Л., Страхов А.Н., Егоркин А.В., Чернышов Н.М. (1986). Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. М: Недра, 149 с.Reading H. G., Collinson J. D., Allen F. A., Elliott T., Schreiber B. N., Johnson G. D., Baldwin K. T., Sellwood B. W., Jenkins H. K., Stowe D. A. V., Edwards M., Mitchell A. H. G. (1990). Sedimentary environments and facies: Volume 1. Moscow: Mir, 352 p. (In Russ.)Сысоев А.П., Зайцев С.А. (2023). Отдельные вопросы динамической инверсии волнового поля. Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири, (3), с. 52–58. https://doi.org/10.20403/2078-0575-2023-3-52-58Reynolds A.D. (1999). Dimensions of Paralic Sandstone Bodies. AAPG Bulletin, 83(2), pp. 211–229. https: //doi.org/10.1306/00AA9A48-1730-11D7-8645000102C1865DФёдорова М.Д., Кирзелёва О.Я., Катаев О.И., Ананьева Е.В., Осипова Ю.С. (2016). Тюменская свита: методология создания концептуальных геологических моделей. Oil & Gas Journal Russia, (11), с. 60–63.Strong P.C., Wood G.R., Lang S.C., Jollands A., Karalaus E., Kassan J. (2002). High resolution palaeogeographic mapping of the fluvial-lacustrine Patchawarra Formation in the Cooper Basin, South Australia. The APPEA Journal, 42(1), pp. 65–81. https://doi.org/10.1071/AJ01005Усачев В.Ф. (1985). Оценка динамики озерных льдов, снежного покрова и речных разливов дистанционными средствами. Л.: Гидрометеоиздат, 103 с.Surkov V. S. (1986). Megacomplexes and deep structure of the earth’s crust of the West Siberian plate. Moscow: Nedra, 149 p. (In Russ.)Collinson, J.D. (1978). Vertical sequence and sand body shape in alluvial. Fluvial Sedimentology (Edited by A.D. Miall). Calgary, pp. 577–586.Sysoev A. P., Zaitsev S. A. (2023). Some issues of dynamic wave field inversion. Geologiya i mineral’no-syr’evye resursy Sibiri = Geology and mineral resources of Siberia, 3, pp. 52–58. (In Russ.) https://doi.org/10.20403/2078-0575-2023-3-52-58Durkin P.R., Boyd R.L., Hubbard S.M., Shultz A.W., Blum M.D. (2017). Three-dimensional reconstruction of meander-belt evolution, Cretaceous McMurray Formation, Alberta foreland basin, Canada. Journal of Sedimentary Research, 87(10), pp. 1075–1099. https://doi.org/10.2110/jsr.2017.59Vassoevich N.B. (1983). Handbook of lithology. Moscow: Nedra, 509 p. (In Russ.)Fielding, C.R., Crane, R.C. (1987). An application of statistical modeling to the prediction of hydrocarbon recovery factors in fluvial reservoir sequences. Special Publications of SEPM, (SP39), pp. 321–327. https://doi.org/10.2110/pec.87.39.0321Fielding, C.R., Crane, R.C. (1987). An application of statistical modeling to the prediction of hydrocarbon recovery factors in fluvial reservoir sequences. Special Publications of SEPM, (SP39), pp. 321–327. https://doi.org/10.2110/pec.87.39.0321Gibling M.R. (2006). Width and thickness of fluvial channel bodies and valley fills in the geological record: A literature compilation and classification. Journal of Sedimentary Research, 76(5), pp. 731–770. https://doi.org/10.2110/jsr.2006.060Gibling M.R. (2006). Width and thickness of fluvial channel bodies and valley fills in the geological record: A literature compilation and classification. Journal of Sedimentary Research, 76(5), pp. 731–770. https://doi.org/10.2110/jsr.2006.060Leopold, L.B., Wolman, M.G. (1957). River channel patterns: Braided, meandering, and straight. Geol. Survay Prof. Paper 282. Washington. https:// doi.org/10.3133/pp282BLeopold, L.B., Wolman, M.G. (1957). River channel patterns: Braided, meandering, and straight. Geol. Survay Prof. Paper 282. Washington. https:// doi.org/10.3133/pp282BReynolds A.D. (1999). Dimensions of Paralic Sandstone Bodies. AAPG Bulletin, 83(2), pp. 211–229. https: //doi.org/10.1306/00AA9A48-1730-11D7-8645000102C1865DReynolds A.D. (1999). Dimensions of Paralic Sandstone Bodies. AAPG Bulletin, 83(2), pp. 211–229. https: //doi.org/10.1306/00AA9A48-1730-11D7-8645000102C1865DStrong P.C., Wood G.R., Lang S.C., Jollands A., Karalaus E., Kassan J. (2002). High resolution palaeogeographic mapping of the fluvial-lacustrine Patchawarra Formation in the Cooper Basin, South Australia. The APPEA Journal, 42(1), pp. 65–81. https://doi.org/10.1071/AJ01005Strong P.C., Wood G.R., Lang S.C., Jollands A., Karalaus E., Kassan J. (2002). High resolution palaeogeographic mapping of the fluvial-lacustrine Patchawarra Formation in the Cooper Basin, South Australia. The APPEA Journal, 42(1), pp. 65–81. https://doi.org/10.1071/AJ01005

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