tumnigИзвестия высших учебных заведений. Нефть и газOil and Gas Studies0445-01083033-8174Industrial University of Tyumen10.31660/0445-0108-2024-3-33-43tumnig-1214Research ArticleГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗАGEOLOGY, PROSPECTING AND EXPLORATION OF OIL AND GAS FIELDSСовременные подходы к обоснованию зон с различным насыщениемModern approaches to the justification of zones with different saturationРожицинЮ. А.RozhitsinYu. A.

Юрий Андреевич Рожицин, специалист

Тюмень,

Yuri A. Rozhitsin, Specialist

Tyumen

yarozhitsin@tnnc.rosneft.ruБелкинаВ. А.BelkinaV. A.

Валентина Александровна Белкина, кандидат физико-математических наук, доцент

кафедра геологии месторождений нефти и газа

Тюмень

Valentina A. Belkina, Candidate of Physics and Mathematics, Associate Professor

Department of Geology of Oil and Gas Fields

Tyumen

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»РоссияTyumen Petroleum Research Center LLCRussian FederationТюменский индустриальный университетРоссияIndustrial University of TyumenRussian Federation202410072024033343Copyright © Рожицин Ю.А., Белкина В.А., 20242024Рожицин Ю.А., Белкина В.А.Rozhitsin Y.A., Belkina V.A.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://tumnig.tyuiu.ru/jour/article/view/1214

   Большинство залежей, введенных в разработку в Западной Сибири за последние 10–15 лет, характеризуются сложным и очень сложным строением при небольших размерах. Эффективная разработка таких залежей возможна только на основе адекватных и достаточной точности моделей. Построение детальных и высокой точности моделей сложнопостроенных залежей невозможно без комплексного анализа всех видов геолого-геофизической информации, а в ряде случаев и физико-химических свойств пластовых флюидов.

   Целью исследования является уточнение геологического строения залежи пласта ПК19 2 Берегового месторождения на основе такого подхода.

   Использование расширенного комплекса геофизических исследований скважин, прогнозных карт эффективных толщин и песчанистости по данным сейсмики, а также обоснование увеличенного набора региональных и локальных реперов позволили уточнить область распространения углеводородов и показать, что залежь не является единой, а состоит из трех гидродинамически разобщенных залежей. Косвенно литологическое разграничение залежей подтверждает и значимое различие флюидальных контактов, расхождение между контактами северной и южной залежей составляет 6 м. Анализ физико-химических свойств пластовых флюидов показал, что северная и южная залежи насыщены конденсатами разного типа и существенно разной плотности. Результаты работы позволили, во-первых, уточнить и детализировать строение залежей пласта ПК19 2 Берегового месторождения, во-вторых, уточнить запасы, а также показать, что плотность конденсата северной залежи такова, что постановка запасов конденсата на госбаланс и его добыча из этой залежи экономически нецелесообразны.

   Most of the deposits that that have been developed in Western Siberia over the past 10 to 15 years are characterized by a complex and highly complex structure with small sizes. The effective development of such deposits is possible only on the basis of adequate and sufficiently accurate models. The construction of detailed and high-precision models of complex deposits is impossible without a comprehensive analysis of all types of geological and geophysical information, and in some cases, the physical and chemical properties of reservoir fluids.

   The aim of the study is to clarify the geological structure of the PK19 2 formation of the Beregovoye field through a comprehensive analysis.

   The use of an expanded well logging, predictive maps of effective thicknesses and sandiness according to seismic data and the justification of an increased set of regional and local benchmarks made it possible to clarify the area of hydrocarbon distribution and show that the deposit is not a single one, but consists of three hydrodynamically separated deposits. The lithological differentiation of the deposits is indirectly confirmed by a significant difference in fluid contacts. The discrepancy between the contacts of the northern and southern deposits is 6 m. An analysis of the physico-chemical properties of reservoir fluids has shown that the northern and southern deposits are saturated with condensates of different types and significantly different densities. The results of the work have enabled the following conclusions to be drawn: firstly, the structure of the PK19 2 formation deposits of the Beregovoye field has been clarified and detailed; secondly, the reserves have been clarified; and thirdly, it has been demonstrated that the condensate density of the northern deposit is such that setting condensate reserves on the state balance and their extraction from this deposit are economically impractical.

запасы углеводородовтипизация конденсатовхарактер насыщениязоны гидродинамического разобщенияпокурская свитаhydrocarbon reservescondensate typificationsaturation characterhydrodynamic separation zonesPokur formationReferencesТипизация конденсатов пластового газа нижнепокурской свиты в пределах Берегового месторождения с помощью флюидальных коэффициентов / С. А. Заночуев, Е. А. Громова, А. В. Поляков. – DOI: 10.25689/NP.2019.3.102-114. – Текст : непосредственный // Нефтяная провинция. – 2019. – № 3 (19). – С. 102–114.Zanochuyev, S. A., Gromova, E. A., & Polyakov, A. V. (2019). Identification of crude gas condensates based on fluid coefficients (Beregovoye field). Neftyanaya Provintsiya, (3(19)), pp. 102-114. (In Russian). DOI: 10.25689/NP.2019.3.102-114Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / А. Э. Конторович, С. В. Ершов, Ю. Н. Казаненков [и др.]. – DOI: 10.15372/GiG20140504. – Текст : непосредственный // Геология и геофизика. – 2014. – Т. 55, № 5–6. – С. 745–776.Kontorovich, A. E., Ershov, S. V., Kazanenkov, V. A., Karogodin, Yu. N., Kontorovich, V. A., Lebedeva, N. K., …Shurygin, B. N. (2014). Cretaceous paleogeography of the West Siberian sedimentary basin. Geologia i Geophisika, 55(5-6), pp. 745-776. (In Russian). DOI: 10.15372/GiG20140504Корреляция пластов континентального генезиса на примере покурской свиты Берегового месторождения / В. В. Касаткин, К. В. Светлов, К. Ф. Миропольцев, Ю. И. Шилов. – DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2021-35.art2. – Текст : непосредственный // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2021. – № 4 (35). – С. 13–20.Kasatkin, V. V., Svetlov, K. V., Miropoltsev, K. F., & Shilov, Yu. I. (2021). Correlation of continental genesis strata: the case of the pokur formation of the Beregovoye field. Actual problems of oil and gas, (4(35)), pp. 13-19. (In Russian). DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2021-35.art2Большаков, Ю. Я. Нетрадиционные капиллярно-экранированные залежи нефти и газа в терригенных коллекторах, условия их формирования и возможности поисков : специальность 04.00.17 «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений» : автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук / Большаков Юлий Яковлевич ; Академия наук СССР, Сибирское отделение. – Новосибирск, 1987. – 32 с. – Место защиты : Институт геологии и геофизики Сибирского отделения Академии наук СССР. – Текст : непосредственный.Bolshakov, Yu. Ya. (1987). Netraditsionnye kapillyarno-ekranirovannye zalezhi nefti i gaza v terrigennykh kollektorakh, usloviya ikh formirovaniya i vozmozhnosti poiskov. Avtoref. diss. … doct. geol.-mineral. nauk. Novosibirsk, 32 p. (In Russian).Большаков, Ю. Я. Решение задач нефтегазопромысловой геологии на основе капиллярных моделей залежей / Ю. Я. Большаков. – Тюмень : Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2008. – 140 с. – Текст : непосредственный // Нефтяная провинция. – 2019. – № 3 (19). – С. 102–114.Bolshakov, Yu. Ya. (2008). Reshenie zadach neftegazopromyslovoy geologii na osnove kapillyarnykh modeley zalezhey. Tyumen, Tyumen State Oil and Gas University Publ., 140 p. (In Russian).

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