Борисов А.Г., Фролова Е.В. Литолого-петрографическая класификационная модель ачимовских коллекторов Уренгойского метсторождения

литолоrо-пет110Физичеснав
нлассиФинационнав мо11ель
ачимовсних ноллентооов
Уоенrойсноrо место11ож11енив
УДК622.276.1/.4:55
А.Г. Борнсов(ООО «ТюменНИИгипрогаз», РФ, Тюмень),
Е.В. Фролова(Уральский государственный горный университет, РФ, Екатеринбург)
E-mail: borisov@tngg.ru
µ
----- ----------- ----------
Сложные ноллентор1,1 нефти и газа представляют все 6ол1,ший интерес для
до61,1вающих номпаний. Однано изучение и энсплуатацин таних залежей сопрнжены с рядом сер1,езн1,1х проблем. В частности, для них не приемлемы традиционные Физино-литолоrичесние модели, что требует поисна более сложн1,1х
и науноемних решений. В данной стат1,е рассматриваются ачимовснне отложеннн Vренrойсноrо района, ноторые снл1,но осложнен1,1 неоднородностями тен­
стурно-лнтолоrнчесноrо харантера. На данный момент достоверност1, прогноза
Фнл1,трационно-емностных свойств rеофизичесними методами в ачимовсних
отложеннх очен1, низна. Лроведеннан работа позволяет лучше поннт1, строение
и особенности данн1,1х пород. Авторами проведен номпленсн1,1й анализ литолоrнчесних и петрофнзичесних свойств данных отложений. А в начестве одного
из перспентнвных решений рассмотрена лнтолоrо-петрофнзнчеснан модел1,,
основанная на нспол1,зован11и моднфнцнрованноrо индинатора зоны потона
(FZl2J, ноторан может 61,1т1, нспол1,зована нан для прогноза проницаемости
отложений по rеофизнчесннм методам, тан и для построения rеолоrичесних
и rндродинамичесних моделей залежей.
о
------------- -
Ключевые слова: литология, петрография, петрофизика, классификация, модель, FZI.
сновной причиной несоответствия
ожидаемых и получаемых притоков
из потенциально продуктивных пла­
стов является несовершенство промысло­
во-геофизических методов исследований.
В свою очередь, эти методы опираются
на заложенные в них петрофизические мо­
дели, связывающие геофизические свойства
(радиационные, электрические, акустиче­
ские и т. д.) с коллекторскими (пористость,
проницаемость, насыщение и т.д.).
Если для относительно простых верх­
немеловых коллекторов Западной Сибири
вполне приемлемы классические модели,
разработанные в советскую эпоху, то для
неоднородных глубокозалегающих сильно
метаморфизованных отложений они мало­
пригодны. С другой стороны, шаблонное
копирование зарубежных подходов, отрабо­
танных на месторождениях Северного моря
и Персидского залива, также не приносит
большого успеха. Поэтому необходима
разработка усовершенствованных моде­
лей, адаптированных к конкретному типу
отложений.
ОБЩАЯ ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ
ХАРАКТЕРИСТИКА ОТЛОЖЕНИЙ
Потенциально продуктивными ачимов­
скими резервуарами на Уренгойском ме­
сторождении являются пласты Ач3, Ач4 и Ач5,
представленные в основном переслаиванием
песчаников, алевролитов и непроницаемых
аргиллитов. Кроме того, разрез пачки ослож­
нен интервалами карбонатизации. Строение
ачимовской пачки крайне неоднородное как
по глубине, так и по простиранию. Пласты
имеют линзовидный характер залегания
с характерными оползневыми структурами
и текстурами брекчирования.
Песчаники ачимовских пластов сероцвет­
ные, преимущественно мелкозернистые,
алевролиты крупнозернистые, аркозового
состава, средне- и крепкосцементирован­
ные глинистым и карбонатно-глинистым
цементом, часто известковистые, однородные и слоистые. Встречается значительное
количество углистого детрита.
Одновременно с сохранением высоких
емкостных свойств коллекторы ачимовских
отложений характеризуются низкими филь­
трационными характеристиками. Этому
способствует сложность структуры пустот­
ного пространства коллекторов, которую
обусловили следующие факторы: высокая
глинистость, низкая отсортированность
и беспорядочная упаковка обломочного
материала, гнездовидное распределе­
ние карбонатного материала, и особенно
крустификационное строение хлоритовых
пленок на поверхности пор и зерен и т. п.
Изучение структур пустотного про­
странства, проведенное по эквивалентным
значениям диаметра пустот (эквивалент круг), показывает, что большинство пустот
в породе укладывается в диапазон экви­
валентных диаметров 25-125 мкм. Макси­
мальные размеры пустот в эквивалентном
диаметре составили 160-200 мкм. Распре­
деления пустот по размерам, как правило,
газовая промышnенность
№ в, 2
о
1 4
rеовоr1я I разработка местороН1ден1i
мономодальные, но достаточно пологие,
что свидетельствует о том, что, несмотря
на преобладание в породе числа мелких
пор, больший вклад в пористость вносят
поры более крупного размера.
По данным петрографического изучения
шлифов, структура песчаников в основном
тонкозернистая, реже тонкомелкозернистая,
мелкозернистая. Сортировка преимущественно средняя, реже хорошая. Содержание
кварца колеблется в пределах 38-72 %,
полевых шпатов - 7-51 %, обломков пород
6-28 %. Вторичные изменения полевых
шпатов наблюдаются в виде небольшого
количества чешуек серицита, глинистого
вещества. Присутствуют также единичные
зерна глауконита, но его распределение
носит неравномерный характер. Среди акцессорных минералов в изученных
шлифах наблюдаются апатит, циркон,
эпидот, цоизит, пирит. Цемент контурный,
поровый закрытый и открытый, чаще всего
представлен хлоритом, гидрослюдами,
карбонатом (кальцит), редко каолинитом.
В большинстве изученных шлифов присутствует органическое вещество в виде пятен
и прожилков, а также тонкорассеянного
органического вещества, подчеркивающего
характер слоистости. В изученных отложениях встречается карбонатный цемент, его
содержание незначительно, не превышает
4-7 % (по шлифам - 2-3 %, в единичных
образцах - до 1О%). Он представлен кальцитом, выполняющим отдельные поры или
небольшие группы пор. При таком низком
содержании и гнездовидном распределении
в породе он, скорее, несет положительную
нагрузку в коллекторах, так как укрепляет
скелет и препятствует уплотнению пород
с глубиной, незначительно ухудшая емкостные параметры коллектора. В некоторых
шлифах наблюдаются элементы микротектоники, выражающиеся в виде смещения
частей зерен полевых шпатов относительно
друг друга, что, возможно, является свидетельством происходящих в ачимовской
толще процессов разуплотнения пород.
Анализ глинистой составляющей пород
(рентгеноструктурный метод) показал, что
она представлена в основном хлоритом
(до 97 %). Лишь в пласте Ач5 , в котором
изобилуют тонкие глинистые прослои, в цементе присутствует заметное количество
гидрослюд (до 12 %). Как видно по шлифам,
хлорит распределен в породе в виде тонких
пленочек на поверхности зерен и пор. Зачастую эти хлоритовые пленочки, щеточки
имеют крустификационную структуру, что
подтверждается результатами сканирующей
электронной микроскопии. Их образование,
вероятно, связано с ранним диагенезом
осадка в среде мелководья, что впоследствии препятствовало уплотнению пород
с глубиной и способствовало сохранению
коллекторских свойств.
Из результатов гранулометрического
анализа песчаников ачимовской толщи
следует, что в составе исследуемых пород
преобладают тонкозернистые песчаники,
меньше распространены песчаники тонкомелкозернистые и алевролиты крупнозернистые. Преобладающая часть пород имеет
хорошую сортировку. Реже распространены отложения со средней сортировкой.
Полученные кривые распределения одномодальны, данный факт свидетельствует
об относительно активных динамических
режимах среды осадконакопления.
Исследования микроструктуры и морфалогии частиц и пустот в породе при помощи
сканирующего электронного микроскопа
свидетельствуют о наличии сложной структуры пустотного пространства, крустификационного хлоритового цемента, хлоритизации, гидрослюдизации поверхности зерен,
новообразований кварца, недоуплотнения
породы, разрушения и хлоритизации полевых шпатов, трещин напряжения в полевых
шпатах.
ПОСТРОЕНИЕ литолоrоПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
К
ак уже упоминалось выше, к сложным
коллекторам неприменимы простые модели. В частности, к ачимовским отложениям
малоприменимы классические методы
прогноза проницаемости и по ГИС. В последнее время в зарубежной и отечественной практике приобретает популярность
разбивка сложных коллекторов на единицы
гидравлического потока (HFU)нa основании
индикатора зоны потока (FZI). Разработанный коллективом авторов из компании Core
Laboratories и Оклахомского университета
данный подход был отработан на ряде
месторождений мира [1]. В его концепции
лежит выделение литологических типов пород с близкими характеристиками парового
пространства. Согласно ей геометрия пора-
вого пространства обусловлена седимента­
ционными и диагенетическими процессами
и напрямую связана как со статическими
(пористость, структура парового простран­
ства), так и динамическими (абсолютная
и фазовые проницаемости, капиллярные
свойства) параметрами резервуара. Кроме того, концепцией предусматривается
существование в резервуаре отдельных его
частей (прослоев), функционирующих как
самостоятельные гидравлические едини­
цы. Причем эти единицы носят сплошной
и протяженный характер.
Таким образом, породы можно класте­
ризовать (разделять) на некие кластеры,
которые получили название единиц гидрав­
лического потока (HFU). Каждая единица
определяется как представительный эле­
ментарный объем породы, внутри которого
геологические и петрофизические свойства,
влияющие на течение жидкости, взаимно
согласованы и предсказуемо отличны
от других пород [1-6].
В пределах каждого кластера породы
должны характеризоваться близкими значе­
ниями некого параметра. В качестве такого
параметра авторами был предложен FZI,
который представляет собой отношение
индекса качества коллектора (RQI) к отно­
сительной (у авторов нормализованной)
пористости q,, и определяется по формуле
[1, 3]
( 1)
где К" - пористость, доля ед.; Кпр - проницаемость, 1о-з мкм2 •
По мнению авторов, породы с близким
значением FZI должны характеризоваться
близкими условиями формирования, соста­
вом и свойствами, в том числе структурой
парового пространства [1-3]. Если же
углубиться в физический смысл форму­
лы, то ее числитель представляет собой
величину, пропорциональную среднему
диаметру паровых каналов в породе. Таким
образом, породы с одинаковым FZI - это
отложения, в которых диаметр пор увели­
чивается пропорционально относительной
пористости. Представить такое довольно
сложно, поскольку физически правильной
является зависимость, когда пористость
13
увеличивается пропорционально квадрату
диаметра пор. Тем не менее предложенное
авторами соотношение согласуется с теоретической формулой Козени - Кармэна
и потому было принято к использованию.
С другой точки зрения, FZI является неким
аналогом проницаемости, поскольку у пород с проницаемостью выше 1 • 1о-з мкм2
его величина сильно зависит от проницаемости и очень слабо от пористости, что
подтверждается на практике. Следует также
заметить, что коллекторы, рассмотренные
авторами FZI, в большинстве своем имели
проницаемость более 1 • 1о-з мкм2 • Таким
образом, разделение пород на классы
по FZI во многом аналогично классфикации Ханииа. В целом же формула FZI - как
и формула Козени - Кармэна, основывается
на модели фиктивного коллектора, которая
далеко не всегда адекватна реальной си­
стеме пор. Из-за этого применение данной
технологии не всегда приносит эффект.
Одна из основных проблем применения
FZI заключается в том, что для низкопрони­
цаемых песчано-алевритовых отложений
Западной Сибири свойственно наличие
изгиба на зависимости «пористость - про­
ницаемость». В результате чего в одну HFU
попадают коллекторы разных классов, т. е.
с принципиально разными свойствами. Это
в корне нарушает концепцию гидравлических единиц. Для устранения данного недостатка и адаптации формулы к ачимовским
отложениям в нее были внесены некоторые
изменения. Вместо обычной газопроницаемости пород была использована эффективная газопроницаемость в пластовых
условиях, а в знаменателе вместо обычной
пористости - пористость скелета в пластавых условиях, которая представляет собой
сумму пористости в пластовых условиях
и объемной глинистости
,---l
FZ
2=
Использование э ффективной газо­
проницаемости в пластовых условиях
обусловлено тем, что данный параметр
отражает реальную способность отложений
пропускать через себя полезный флюид-газ.
Использование пористости в пластовых
условиях обусловлено тем, что данный
параметр определяется непосредственно
по методам ГИС. Замена обычной пористо­
сти пористостью скелета породы не имеет
глубокой теоретической основы, но на
практике это позволило избежать попадания
низкопроницаемых и высокопроницаемых
отложений в одни и те же HFU.
Для опробования модели были проанализированы литолого-петрофизические
данные по скважине с широким диапазонам изменения проницаемости. При этом
дополнительно были выполнены исследования гранулометрической глинистости
(пипеточным методом).
Всего было выделено шесть HFU. Ос­
новные петрофизические, геофизические
и литологические параметры всех HFU
представлены в виде табл. 1 и рис. 1.
Рассматривая средние значения свойств,
можно выделить основные тенденции. Так,
с увеличением номера HFU происходит рост
пористости, проницаемости, интервального
п
К р
п г(эф пJ
Кп(],л)
0,0314
Кп1с,пп)
1-Кп�с,пл
J
�-
0,0314
кпрг(эфпл)
кп(пл)
Кп1пл1 +К,л
(2)
1 -Кп(пл) -К,л
где кп г(эфnл) - газопроницаемость в пласто­
р
вых условиях, 1о-з мкм 2; кп(пл - пористость
)
в пластовых условиях; кn(ск пл) - пористость
скелета в пластовых условиях; К,л - объем­
ная глинистость.
Сводная литолого-геофизическая характеристика единиц гидравлического потока
Геофмзмчесае • петрофмзмчесuе параме тры
НFU
2
3
0-0,133
0,133-0,175
0,175-0,257
0-0,19
0,08
2,08-21,48
15,03
1,19-14,28
0,29-0,65
0,63-1,54
1,0
19,18-20,97
20,05
1,91-6,13
5
6
0,258-0,330
0,330-0,468
D,468-0,583
1,38-2,56
1,97
19,74-20,97
20,32
1,63-6,05
3,91
278
278
9,32-12,06
10,35
2,26-2,33
2,31
5,81-6,41
6,11
20,95
27-29,3
27,9
28
1,38-5,7
3,2
17,92-21,76
20,31
1,80-5,39
3,36
257-283
269
8,63-11,27
10,03
2,26-2,36
2,3
5,11-7,27
5,94
21,69-24,47
24,2-29,2
26,4
36
4,92-8,42
4
FZl2
к. IОФ "1
, 1 о-змкм2
Средневзвешенное значение, 1о-змкм2
к�.,,,%
Средневзвешенное значение,%
к,.,%
Средневзвешенное значение, %
тр,МКС/М
Средневзвешенное значение,мк с/м
y(U), ppm
Средневзвешенное значение, ppm
о, Г/СМ3
Средневзвешенное значение, r/ см'
УЭС,..м, Ом.м
Средневзвешенное значение, Ом-м
УЭС,., .,,ом.м
.,
к,.,%
Средневзвешенное значение,%
Мdп,мкм
6,47
243-272
257
8,54-14,99
12,19
2,20-2,67
2,42
5,49-79,54
16,48
15,39-19,35
38,0-77,0
47,5
23
0,43
18,66-20,39
19,45
1,89-5,65
3,53
271-274
273
9,63-12,74
11,45
2,29-2,37
2,33
6,09-7,21
6,88
20,2
32,3-35,9
34,3
23
3,98
267-284
275
9,95-13,26
11,32
2,29-2,39
2,33
5,93-6,74
6,4
19,57-23,52
28,8-32,4
30,6
25
6,69
20,34-21,83
21,22
0,90-4,98
3,61
285
285
10,0-11,12
10,30
2,29-2,35
2,31
5,09-5,72
5,31
26,17
23,0-24,7
23,8
45
rазован промышnенность
№В, 2 О 1 4
reonor1н I разработка месторо111ден1i
времени пробега продольных волн, изо­
гнутости кривой капиллярного давления,
размеров пор, размеров зерен, степени
сортировки и удельного электрического
сопротивления газонасыщенных пород.
Вместе с тем происходит снижение гли­
нистости, гамма-активности, остаточной
водонасыщенности, плотности и удельного
электрического сопротивления водонасы­
щенных пород.
Вид породы
Шлиф
ПОЛОЖЕНИЕ HFU
НА ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ
ЗАВИСИМОСТЯХ
Статистический анализ данных пока­
зал, что наиболее легко на зависимостях
�еляются породы HFU 1, все остальные
-•дравлические единицы имеют сущест­
;счное перекрытие по петрофизическим
·зойствам, что отчетливо видно из табл. 1.
:. целом же наиболее кореллируемыми
: ;Fu параметрами в ачимовских отложе- ,ях являются проницаемость, глинистость
радиоактивность. Поскольку основной
..,елью выделения гидравлических единиц
=:вляе:rся достоверный прогноз проницае­
ости, заострим внимание на корреляциях
_ ее участием.
Наиболее хорошая корреляция про­
ицаемости (эффективная в пластовых
словиях) наблюдается с радиоактивно­
стью (рис. 2, а), которая в первую очередь
обусловлена глинистостью пород. Однако
с глинистостью корреляция намного хуже
см. рис. 2, б).
такое различие говорит в первую очередь
о плохой зависимости между радиоактивностью и гранулометрической глинистостью,
определяемой в лаборатории, что обусловлено двумя факторами:
• несовершенством лабораторных методов
определения глинистости, которые не позволяют учитывать глинистые агрегаты
крупных размеров и глинистые минералы,
крепко «приросшие» к зернам кварца и полевых шпатов;
• неравномерностью адсорбции радиоактивного вещества на глинистых минералах.
Так, в чисто глинистом прослое адсорбция радиоактивного вещества идет в разы
медленнее, чем на глинистых пленках,
покрывающих зерна песчаника.
Таким образом, можно полагать, что
радиоактивный метод более точно отра-
Поры (по шлифу)
Морфология (РЭМ)
1
.
'.-! , .
�- 1
:-(. > ..... ,. ,;. . , i
•
"
-'!
1 -, •
,:.,.
'
, �· = .....-.r �. 1
..,,,.. •>:...,�._..
r :... \
..·�..-�....
�
!
·... �
..
..• ''...,.
',
·•·'
�-
,
.'· .. ,# ' , '
Рис. 1. Вид пород, характерных дnя разnичкых HFU
жает объемное содержание глинистых
минералов, чем гранулометрия. В то же
время корреляция радиоактивности с проницаемостью также оставляет желать
лучшего. Это можно объяснить тем, что
на проницаемость влияет не только объемное содержание глинистых минералов,
но и характер их распределения. Тонкие
глинистые намывы занимают незначительный объем в песчанике, но при этом сводят
практически на ноль его проницаемость.
В то же время структурные глинистые зерна
могут занимать больший объем в породе,
незначительно снижая ее проницаемость.
Тем не менее на рис. 2, б отчетливо видно,
что при гранулометрической глинистости
выше 6 % породы однозначно являются не-
коллекторами. Это значение можно считать
критической глинистостью.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ HFU
по МЕТОДАМ ГИС
г
лавной проблемой внедрения моделей,
основанных на HFU, является их выделе­
ние в реальном пласте по геофизическим
данным. Разделение коллектора на HFU искусственная операция, не имеющая
фундаментальной физической основы,
вследствие чего не существует универ­
сального алгоритма идентификации HFU
по методам ГИС. Такие алгоритмы разрабатываются индивидуально для каждого
месторождения путем многофакторного
15
r
-------------�
б
а
"'::!
::!
10
"'::!
::!
о
о
�
�
�
�
w
10
w
0,1
5
10
0,01
0,001
0,0001
20
15
10
к,.,%
0,1
y(U), ppm
◊
-HFU 1
-HFU2
-HFUЗ
-HFU4
◊
-HFU5
-HFU6
- - Основной тренд
0,01
0,001
-HFU 1
-HFU2
-HFU 3
-HFU4
-HFU5
-HFU6
- - Основной тренд
□
□ □
□
0,0001
Рис. 2. Корепnнции зффективкоii проницаемости в nnастовых усnовиях с радиоактивностью (а) и грануnометрическоii rnинистостью (61
корреляционного анализа геофизических
свойств пласта. Как правило, в результа­
те такого анализа создаются уравнения,
позволяющие приблизительно рассчитать
индикатор FZI по показаниям трех или более
методов ГИС. Другой подход заключается
в использовании самообучающихся нейро­
сетевых алгоритмов. Третий подход основан
на прямой идентификации HFU по геофи­
зическим параметрам, минуя расчет FZI
по ГИС. Данный подход рекомендуется для
ачимовских отложений, потому что в высо­
конеоднородных отложениях обнаружить
корреляции методов ГИС с искусственным
параметром FZI весьма проблематично. В та­
ких случаях можно выделить облака точек,
характерных для каждой HFU. Впоследствии
при интерпретации ГИС можно определять
вероятность принадлежности конкретных
пропластков в каждой HFU и таким образом
выбирать наиболее вероятную HFU.
Однако проведенный анализ показал,
что облака точек у разных HFU в ачимов­
ских отложениях сильно перекрываются,
за исключением HFU 1. Поэтому однозначно
выделять гидравлические потоковые едини­
цы не представляется возможным. Можно
лишь определить вероятность попадания
той или иной породы в конкретную HFU. Для
этого необходимо построение вероятност­
ных графиков по каждому определяемому
напрямую геофизическому параметру. При
интерпретации ГИС по каждому параметру
должны быть вычислены вероятности при­
надлежности пропластка к различным HFU
по разным геофизическим параметрам.
Пропластку должна быть присвоена HFU,
сумма вероятностей принадлежности
к которой максимальна.
Таким образом, предложенная новая ли­
толого-петрофизическая модель ачимовских
отложений на основании усовершенствованнаго индикатора зоны потока может использоваться как для прогноза проницаемости
отложений по геофизическим методам, так
и для построения геологических и гидродинамических моделей залежи.
Установлено, что гранулометрическая
глинистость недостоверно отражает объемное содержание глинистого материала
в ачимовских отложениях из-за того, что
полностью отделить глинистые частицы
от прочих минералов очень трудно. Кроме
того, в ачимовских отложениях присутствует
большое количество обломков неглини­
стых минералов, попадающих в глинистую
фракцию. Тем не менее установлено суще­
ствование критической глинистости, превы­
шение которой делает породу однозначно
неколлектором.
Существенное влияние на проницае­
мость ачимовских отложений оказывает
слоистая неоднородность, влияние кото­
рой невозможно учесть геофизи�ескими
параметрами, поскольку решающую роль
играет не объем, а форма непроницаемых
глинистых слойков. Особенно сильное
влияние текстурных факторов наблюдается
в зоне рискованных коллекторских свойств
( единица гидравлического потока Н FU 1).
Выделение гидравлических единиц
по геофизическим методам весьма затруднительно из-за сильного влияния
слоистой неоднородности. Данный фактор
сильно затрудняет внедрение описанной
технологии. Для идентификации единиц
необходимо применять вероятностный
анализ. Также технология не работает в полностью карбонатизированных интервалах.
При интерпретации ГИС такие интервалы
необходимо выделять по аномально высо­
ким сопротивлениям и рассматривать как
неколлекторы.
Список литературы
1. Amaefule J.O., Altunbay М., ТiаЬ О, Kersey D.G. and
Keelan О.К. Enhanced Reservoir Description: Using
core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and
predict permeabllity in uncored intervals/wells // SPE
26436, presented at 68th Ann. Tech. Conf. And Exhiblt.,
Houston, Тх. 1993.
2. Basoi R.E., Shanin N., Dawood S. Е. Reservoir rock typ­
ing from crest to flank is there а link // SPE paper 117728,
presented at the 2008 Abu DhaЬi lnternational Petroleum
Газован nромыwnенность
№ в, 2
о
1 4
reonor1н I разраlотка месторо1аеН1i
Exhibltion and Conference. November 3-6. 2008. UAE,
АЬu Dabl, 2008. - 22 р.
3.Kaseem A.L., Mike О.О. A robustApproachto flowunit
zonat ion// SPE paper 98830, presented atthe 29th Annual
SPE lnternational Technical Conference and Exhibltion in
дЬujа. August 1-3. 2005. Nigeria, Abuja, 2005. - 15 р.
� Мангаэеев В. П., Белозеров В. Б. Методика отобра­
. ения в цифровой геологической модели литолого-
фациальных особенностей терригенного коллектора//
Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 5. -С. 66-70.
5. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Методика комплекс­
ного анализа данных керна и ГИС с целью литологи­
ческой классификации терригенных коллекторов//
Каротажник. - 201 О. - № 2. -С. 83-128.
6. Чернова О. С., Клименко А. В. Моделирование ли­
толого-nетрографической зональности Двуреченско-
Крапивинской зоны нефтегазонакопления// Литология
и геология горючих ископаемых: межвузовский науч.
тем. сб. / Под ред. В.П. Алексеева- 2009. - Вып. 3. 99-110.
7. Борисов А.Г., Медведский Р.И. Метод капил­
лярных палеток для создания моделей ачимовских
отложений // Газовая промышленность. - 201О. №12. -С. 27-32.
с.
tithologlc and petrophysical classification model for Urengoy field's Achimov play
Borisov A.G. (000 TyumenNl/giprogaz, RF, Туитеп'), Frolova E.V. (Ига/ State Mining University, RF, Ekaterinburg)
E-mail: borisov@tngg.ru
:ria11enging oil and gas reservoirs are increasingly focal for producers. However, the studies and
;;.'l)lo1tation of such deposits are associated with а number of serious issues. ln particular, com­
-on physical and lithological models appear поt ассерtаЫе, thereby calling for more complex and
;;c�nology-intensive solutions to Ье found. This paper discusses Achimov plays in Urengoy field,
"ICh are largely complicated Ьу textural and lithological irregularities. А! the moment, Achimov
-roperties forecastaccuracy remains very poorwhen common geophysical methods are used. This
;.xty is intended to help better understand the Achimov structure and its individual aspects. The
�rs conducted comprehensive analysis of lithological and petrophysical properties. As опе of
-;)1111sing solutions, they considered а lithological and petrophysical model based оп а modified
zone indicator (FZl2) which is believed useful when predicting permeaЫlity from geophysical
;i.rts and constructing static and dynamic reservoir models.
eywords: lithology, petrography, petrophysics, classification, model, FZI, Achimov play, Urengoy.
�eterences
:.maefule J.O., A�unbay М., Tiab D, Kersey D.G., Keelan D.K. Enhanced Reservoir Description:
..,s,ng соге and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeaЫlity in uncored
ervals/wells.SРЕ2б4Зб, presented at68thAnn. Tech. Cont. andExhiЬit., Houston, Тх. 1993.
_ 3asoi R.E., Shanin N., Dawood S.E. Reservoir rock typing from crest to tlank is there а link.
SPE paper 117728, presented at the 2008 АЬи DhaЬi lnternational Petroleum ExhiЬition and
Conference. November 3-6. 2008. UAE, Abu DаЫ, 2008. 22 р.
3. Kaseem А.L., Mike О.О. А robust Approach to flow unit zonation. SPE paper 98830, presented
at the 29th Аппиа/ SPE lnternational Technica/ Conference and ExhiЬition in АЬиjа. August 1-3.
2005. Nigeria, Abuja, 2005. 15 р.
4. Mangazeev V.P., Belozerov V.B. Metodika otobrazheniya v tsifrovoi geologicheskoi modeli
litologofatsial'nykh osobennostei terrigennogo kollektora [Mapping techniques in the digital
geological model of lithologic facies features of terrigenous reservoir]. Neftyanoe khozyaystvo
- Oil lndustry, 2006, по. 5, рр. 66-70.
5. Khabarov A.V., V olokitin Уа.Е. Metodika kompleksnogo analiza dannykh kerna i GIS s tsel'yu
litologicheskoy klassifikatsii terrigennykh kollektorov [Methodology for integrated analysis of
core data and GIS for the purpose of lithologic classification of terrigenous reservoirs]. Karo­
tazhnik, 201О, по. 2, рр. 8 3-128.
6. Chernova O.S., Кlimenko A.V. Modelirovanie litologopetrograficheskoi zonal'nosti Dvurechensko­
Krapivinskoi zony neftegazonakopleniya [Lithologic and petrographic zone model for Dvurech­
ensky-Krapivinsky oil and gas area]. Collected papers "Fossil Fuel Lithology and Geology", ed.
Ьу Alekseyev V.P. 2009, lssue 3, рр. 99-110.
7. Borisov д.G., Medvedskiy R.I. Metod kapillyarnykh paletok dlya sozdaniya modeley achimovskikh
otlozheniy [Capillary templates help produce capillary models for Achimov plays]. Gazovaya
Promyshlennost' - Gas lndustry, 2010, по.12, рр. 27-32.
Новости отрасли
Роснефть по•стvпает н полевым оаtiотам на шельфе Чеоноrо моон
ОАО •НК •Роснефть» приступило к выполнению комплекса сейсморазведочных работ 3D, гравиметрических и магнитометрических исследований на Южно-Черноморском лицензионном участке в акватории российского сектора
Черного моря. Объем сейсморазведочных работ методом 3D составит более 3 тыс. км', работы продлятся до осени.
Помимо геофизических исследований будет организована площадная батиметрическая съемка поверхности дна
многолучевым эхолотом для уточнения глубин и изучения рельефа морского дна.
Для проведения работ задействовано современное научно-исследовательское судно «Полар Маркиз•, позволяю­
щее буксировать одновременно до 14 кос (морские сейсмические косы предназначены для приема сейсмических
колебаний регистрирующей аппаратурой, расположенной на геофизическом судне), что обеспечивает получение
сейсмических данных высокого качества в короткие сроки.
В результате исследований будутполучены данные о геологическом строении недр в пределах участка работ, которые
позволят выявить и подготовить к бурению нефтегазоперсnективные объекты и минимизировать геологические риски.
Сейсморазведочные работы 3D являются наиболее эффективным методом исследования строения недр.Сейсми­
ческое судно следует галсами (курсами) через равные интервалы, обусловленные количеством буксируемых кос.
Геолого-разведочные работы в Черном море выполняются с соблюдением всех требований природоохранного
законодательства Российской Федерации, воздействие на окружающую среду соответствует нормам.
Организация геолого-разведочных работ на лицензионном участке недр в Черном море выполняется дочерним
обществом ОАО «НК «Роснефть» - ООО «РН-Эксплорейшн•.
По информации ОАО «НК «Роснефть»
17