Комплексирование методов литофациального и геолого-геофизического моделирования в целях геометризации верхнесеноманских залежей Мессояхской зоны нефтегазонакопления

Актуальность темы исследования. В настоящее время одним из наиболее ценных и при-
влекательных углеводородных активов топливно-энергетического комплекса России является
ряд месторождений, сосредоточенных на северных труднодоступных территориях (полуостров
Гыдан) Ямало-ненецкого автономного округа (ЯНАО) Тюменской области – главного газодо-
бывающего ресурсного региона страны.
По оценке экспертов-аналитиков прогнозные запасы газа, которые могут быть извлечены
из недр Гыданского полуострова, составляют свыше 15 миллиардов метров кубических
(млрд.м3). При этом разведанные запасы нефти достигают 212 миллионов тонн (млн.т.), а извле-
каемые – более 50 млн.т. Извлекаемые запасы газового конденсата Гыданского полуострова мо-
гут составить около 2000 млн.т. (Брехунцов и др., 1997, 2004, 2008; Григоренко и др., 2006; Дю-
калов и др., 1986; Конторович и др., 1998, 2004; Ростовцев, 1987; Салманов и др., 1979; Скоробо-
гатов и др., 2006). Такая значительная концентрация ресурсов углеводородного сырья позволяет
связывать дальнейшее увеличение объемов нефтегазодобычи крупнейшей нефтегазоносной ме-
гапровинции России, в первую очередь, с вовлечением в разработку месторождений арктиче-
ских территорий.
Нефтегазовый потенциал этой территории многие исследователи связывают, прежде всего,
с альб-сеноманским регионально распространенным нефтегазоносным мегакомплексом (песча-
ные пласты ПК1-12 покурского горизонта), перекрытым сложнопостроенным флюидоупором ту-
рон-маастрихского возраста (Салманов, Ремеев, Хафизов, 1979; Ростовцев, 1987; Соседков, Чет-
вертных, 1992; Брехунцов, Бочкарев, Балин и др., 1997; Конторович, Нестеров, Лившиц, 1998;
Брехунцов, Гмызин, Дещеня и др., 2004; Григоренко, Мирчинк, Савченко и др., 2006; Скоробо-
гатов, Строганов, 2006; Казаненков, Ершов, Рыжкова, 2014).
Месторождения углеводородов (УВ) данного мегакомплекса содержат крупнейшие залежи
различного фазового состава и относятся к категории самых сложных в Западной Сибири, тре-
бующих особого подхода к проектированию их разработки и эксплуатации.
Осложняющими и неблагоприятными факторами для их освоения территории являются:
труднодоступная местность арктической климатической зоны, удаленность от основных цен-
тров нефтегазодобычи, слабая геологическая изученность. Отсутствие дорожного сообщения и
слаборазвитая энергетическая инфраструктура существенно замедляют темпы извлечения угле-
водородного сырья в регионе, ограничивают объемы геологоразведочных и поисково-
оценочных работ и затрудняют введение месторождений в разработку.
Камнем преткновения в вопросе освоения остается проблема экономической составляю-
щей процесса разработки залежей, сосредоточенных в верхней части покурского горизонта,
привлекательных с точки зрения количества извлекаемых запасов. Зачастую предварительные
экономические расчеты показывают нерентабельность добычи УВ-сырья при сохранении тра-
диционных подходов к проектированию технологических схем разработки месторождений даже
в условиях значительного повышения цен на энергоносители в районах с неразвитой инфра-
структурой (Скоробогатов и др., 2006).
На современном этапе развития нефтегазового инжиниринга ключевым фактором успеха
при освоении и последующей эффективной эксплуатации сложнопостроенных месторождений
северных территорий являются корректные представления о геологическом строении продук-
тивных природных резервуаров, содержащих залежи УВ (пространственное положение пластов
и их стратиграфических и литологических границ, наличие или отсутствие тектонических
нарушений, закономерности изменения коллекторских свойств, положение начальных и теку-
щих флюидных контактов).
Учитывая возросшие в последние годы требования к создаваемым трехмерным (3-D) гео-
лого-геофизическим моделям резервуаров, касающиеся в первую очередь, качества первичной
геологической информации весьма актуальной является задача совершенствования методов и
подходов к изучению сложнопостроенных слабоконсолидированных коллекторов покурского
горизонта, содержащего уникальные запасы УВ.
Одним из путей решения данной проблемы является создание концептуальной методики,
основанной на базе комплексирования методов лабораторных исследований керна и флюидов,
литолого-фациального и геолого-геофизического моделирования, учитывающей принципиально
новые подходы получения, обработки и интерпретации первичной фактуры – данных керна и
геофизических исследований скважин (ГИС), являющихся основой любого вида моделирова-
ния. Создание и адаптация таких методик для объектов покурского горизонта, разрабатываемых
в районах Крайнего Севера обуславливает актуальность диссертационной работы.
Объектом исследования являются песчано-алевритовые пласты ПК1-3 Мессояхской зоны
нефтегазонакопления, сосредоточенные в прикровельной сеноманской части покурской свиты,
наиболее изменчивой в литологическом плане и труднокоррелируемой части меловых отложе-
ний, содержащие крупнейшие по запасам залежи нефти и газа в пределах самой высокоампли-
тудной тектонической структуры Западной Сибири – Мессояхской наклонной гряды.
Природные резервуары группы пластов ПК1-3 характеризуются сложным геологическим
строением, выраженном в прерывистом залегании продуктивных пластов, в невыдержанности
толщин и анизотропии петрофизических свойств по разрезу и по площади, сложном блоковом
строение залежей, разделенных тектоническими нарушениями, многофазном характере флюи-
донасыщения большинства залежей (газ – «газовая шапка», высоковязкая нефть, конденсат), со-
средоточенных в слабоконсолидированных коллекторах, залегающих на малых глубинах (750-
800 м).
Степень разработанности темы исследования. Геологоразведочные работы в пределах
Гыданского полуострова начаты в 50-х годах прошлого столетия. Данные о геологическом стро-
ении территории исследования освещены в отчетах и публикациях специалистов Заполярного
государственного геологического предприятия по разведке нефти и газа «Заполярнефтегазгеоло-
гия» (ГГП «ЗНГГ»), открытого акционерного общества «Заполярнефтегазгеология» и его струк-
турных подразделений – Тазовской нефтегазоразведочной экспедиции (ТНГРЭ), Мессояхской
экспедиции глубокого разведочного бурения на нефть и газ (МНГРЭ), Мессояхской партии глу-
бокого разведочного бурения (МПГРБ), производственного геологического объединения
«Ямалгеофизика», ученых ведущих научно-исследовательских институтов: Западно-Сибирского
научно-исследовательского геологоразведочного нефтяного института (ЗапСибНИГНИ), Феде-
рального государственного унитарного предприятия «Сибирский научно-исследовательский ин-
ститут геологии, геофизики и минерального сырья» (ФГУП «СНИИГГиМС»), Всероссийского
нефтяного научно-исследовательского геологоразведочного института (ВНИГРИ), Федерально-
го государственного бюджетного учреждения науки «Институт нефтегазовой геологии и геофи-
зики им. А.А. Трофимука» Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН),
Федерального государственного унитарного предприятия «Всероссийский научно-
исследовательский геологический нефтяной институт» (ВНИГНИ), государственного Западно-
Сибирского научно-исследовательского института геофизических методов разведки (ЗапСиб-
НИИгеофизика), непубличного акционерного общества «Научно-производственный центр Сиб-
ГЕО» (НАО «НПЦ СибГЕО»), Сибирского научно-аналитического центра (ОАО «СибНАЦ»),
Тюменского государственного университета (ТюмНГУ) и других организаций геологического
профиля.
Представления о современной структуре осадочного чехла и взгляды на особенности раз-
вития фундамента и платформенного комплекса севера Западной Сибири получили развитие в
результате проведения на этой территории масштабных геофизических исследований, прове-
дённых в период поисково-разведочного бурения.
Тектоническое строение фундамента и осадочного чехла Западной Сибирской плиты в ее
северной части рассмотрено в работах ведущих ученых, таких как В.С. Бочкарев (1970, 1980,
2004, 2005, 2008); Ф.Г. Гурари, К.И. Микуленко, В.С. Старосельцев (1971); О.Г. Жеро (1981);
А.Э. Конторович (1975, 2004); И.И. Нестеров (1975, 1980); Н.Н. Ростовцев (1961, 1965);
М.Я. Рудкевич (1965, 1970); Ф.К. Салманов (1975); В.С. Сурков (1981, 1986, 1993, 2000);
Э.Э. Фотиади (1967).
Стратиграфическая характеристика меловых комплексов, развитых в пределах северных
территорий Западной Сибири, выполнена В.Н. Саксом, З.З. Ронкиной (1957, 1958);
Л.Ю. Аргентовским, В.С. Бочкаревым, Н.Х. Кулахметовым, И.И. Нестеровым,
Н.Н. Ростовцевым, А.П. Соколовским, Г.С. Ясовичем (1968); Ю.В. Брадучаном (1968, 1970,
1985); А.А. Булынниковой (1970, 1972); В.М. Подобиной (1974, 2000); Л.В. Ровниной (1985);
В.А. Захаровым (1986); Н.К. Лебедевой (1986, 1994, 2003, 2009), В.И. Ильиной (1994);
Ф.Г. Гурари, Н.К. Могучевой (2003); В.А. Маринова (2006, 2009); В.П. Девятовым,
В.В. Сапьяником (2009) и многими другими.
Результаты исследований обобщены в региональных стратиграфических схемах, которые
неоднократно обсуждались на различных региональных и межведомственных стратиграфиче-
ских совещаниях и закреплялись в их решениях (Стратиграфия …, 1968; Решения …, 1969; Ре-
шения …, 1970; Решения …, 1977; Постановление …, 1978; Решения …, 1991; Решения…, 2004;
Стратиграфический кодекс …, 2006).
Сведения о палеогеографии мелового периода территорий Гыданского полуострова с опи-
санием литолого-фациальных условий формирования сеноман-туронских отложений даны в ря-
де крупных работ таких авторов, как В.Н. Сакс (1957, 1966); З.З. Ронкина (1957); Т.И. Гурова,
В.П. Казаринов (1962); С.Г. Саркисян (1967, 1971, 1973); А.В. Гольберт (1968, 1977),
Л.Г. Маркова (1968), М.С. Зонн, М.В. Корж, А.Ю. Ульмасвай (1973); В.А. Захаров (1989, 1991,
2003); Н.К. Лебедева (1991, 2003); В.П. Девятов, В.В. Сапьяник (2009) и др.
Геологическое строение, нефтегазоносность, особенности разработки нефтяных и газовых
месторождений Арктического Севера Западной Сибири наиболее детально представлены в ра-
ботах С.Е. Агалакова (2004, 2005, 2010); А.Н. Бабурина (2004); В.С. Бочкарева (1970, 1980, 1997,
2005, 2008); А.М. Брехунцова (1997, 2004, 2005, 2008); Ф.Г. Гурари (1971, 1972, 2003);
В.И. Ермакова (1976, 1982); А.М. Казакова (2000); В.А. Казаненкова (2014); Ю.Н. Карогодина
(1983, 2004, 2006, 2012); А.Э. Конторовича (1975, 1998, 2004); Н.М. Кулишкина (2007, 2008,
2010, 2012); И.И. Нестерова (1975, 1976, 1980, 1998, 2008); И.А. Плесовских (2004, 2008);
Н.Н. Ростовцева (1961, 1965, 1968); М.Я. Рудкевича (1969, 1970); Ф.К. Салманова (1971, 1975,
1979); Л.В. Смирнова (2000); В.С. Суркова (1981, 1986, 1993, 2000); А.А. Трофимука (1972,
1983); Э.Э. Фотиади (1967, 1972); Ф.З. Хафизова (1979) и др. исследователей.
Тем не менее, за более чем полувековую историю изысканий, геолого-геофизическая изу-
ченность полуострова Гыдан и до настоящего времени остается достаточно низкой, что делает
работы по данной территории весьма актуальными. В сложных климатических условиях регио-
на разведаны и предварительно оценены колоссальные по объему запасы углеводородного сы-
рья, которые на десятилетия вперед предопределили его экономическую специфику.
Целью работы является создание детальной априорной геологической модели природных
резервуаров, сосредоточенных в пластах ПК1-3 покурского надгоризонта для геометризации за-
лежей Мессояхской зоны нефтегазонакопления и прогноза развития коллекторов с улучшенны-
ми фильтрационно-емкостными свойствами на основе комплексирования методов литолого-
фациального и геолого-геофизического моделирования.
Для реализации поставленной цели были сформулированы следующие задачи научных
исследований:
1. Провести анализ существующих методов отбора и исследований керна мезозой-
ских полифациальных комплексов Западной Сибири, на основе которого разработать рацио-
нальный комплекс исследования слабоконсолидированных верхнемеловых отложений покур-
ского горизонта в целях определения оптимальной схемы их разработки.
2. Изучить особенности геологического строения природных резервуаров пластов
группы ПК1-3, развитых в пределах Мессояхской гряды на основе обобщения и анализа данных
геофизических исследований скважин (ГИС) и кернового материала.
3. Выполнить литолого-фациальный анализ верхнесеноманских отложений (пласт
ПК1-3) и установить, в соответствии с выявленной палеогеографической обстановкой, характер и
основные закономерности распространения коллекторов с улучшенными фильтрационно-
емкостными свойствами.
4. Разработать априорную геологическую модель Мессояхской зоны нефтегазона-
копления.
Фактический материал и методы исследования. Работа основана на результатах два-
дцатилетней геологической деятельности автора, на различных объектах Западной Сибири.
Обобщения по теме диссертации выполнены на кафедре геологии и разработки нефтяных ме-
сторождений Национально-исследовательского Томского политехнического университета, ис-
следования кернового материала проводились в лабораториях отделов Петрофизических иссле-
дований ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»,
Профильных и литологических исследований ЗАО «Тюменский Нефтяной научный Центр» и в
отделе Исследований керна и флюидов ООО «Газпромнефть НТЦ», а также в лабораториях
ЗАО «Нефтеком» и ООО «Петроил», Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.
Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН).
Работа выполнена с учетом действующих нормативных документов, в соответствие со
стандартными методами фундаментальных теоретических исследований на основе геолого-
геофизических материалов по северным территориям Западно-Сибирской НГП. Исследования
керна и пластовых флюидов проведены в аккредитованных лабораториях согласно актуальным
Государственным отраслевым стандартам (ГОСТ), отраслевым стандартам (ОСТ), стандартам
предприятий (СТП), руководящим документам (РД), методикам вычислительных измерений
(МВИ) и методическим рекомендациям на проведение лабораторных исследований.
Фактической базой для обозначенного комплекса исследований послужил керновый мате-
риал, описанный непосредственно автором в кернохранилище ЗАО «Нефтеком», являющимся
подрядной организацией для ПАО «Газпром нефть» в 2012–2015 гг. Проведено детальное по-
слойное макроскопическое описание керна 11 разрезов скважин, с обязательными графическими
построениями (седиментационные колонки и разрезы). Используя методические приемы и ука-
зания Л.Н. Ботвинкиной (1957, 1962, 1965), В.П. Алексеева (2002, 2007), О.С. Черновой (2005,
2009) для 950 образцов керна проведен текстурный анализ.
В 59 образцах, содержащих следы жизнедеятельности, согласно методике
Дж. Пембертона (Pemberton S.G., 1992) дана характеристика ихнофоссилий и определены ос-
новные ихнологические комплексы, позволившие дополнить палеогеографию позднемеловой
эпохи седиментации.
В ходе работ проанализированы и изучены геолого-промысловые материалы (стандарт-
ный комплекс каротажных диаграмм) по 96 разведочным и эксплуатационным скважинам,
пробуренным в пределах Мессояхской наклонной гряды в период с 2011 по 2015 годы.
Аналитические исследования заключались в проведении гранулометрического, минера-
лого-петрографического, литофациального анализов с последующей интерпретацией полу-
ченных результатов. Непосредственно автором проведен анализ результатов петрографиче-
ских исследований коллекции образцов (370 шт.) по скважинам, пробуренным в пределах
Мессояхской гряды. Анализ включал: обработку и интерпретацию данных петрографических
описаний шлифов (170 шлифов), позволяющих установить особенности продуктивного гори-
зонта ПК1-3 по 11-ти разведочным и поисково-оценочным скважинам.
Изучался гранулометрический (более 1114 определений) и минералогический составы
глинистых пород (более 720 определений), основные структурные характеристики коллекто-
ров, количество, состав и тип цемента, включения и конкреции, текстурные особенности.
Литолого-фациальные и палеогеографические построения проведены согласно методиче-
ским разработкам Л.Н. Ботвинкиной (1957, 1962, 1965), Н.А. Михайловой (1973),
В.А. Гроссгейма (1984), А.В Македонова (1985), В.П. Алексеева (2002, 2007), В.М. Цейслера
(2004). Для уточнения палеогеографической ситуации изучаемой территории использованы
данные биостратиграфических исследований (124 образцов), включая результаты палинологи-
ческого и микрофаунистического анализов, выполненные ООО «Петроил» в 2012 – 2015гг,
ИНГГ СО РАН, (Палеонтологическое обоснование …, 2009).
В целях решения, поставленных в диссертационной работе задач, широко использованы
фондовые материалы и опубликованные работы специалистов ПГО «Ямалгеофизика»,
ОАО «Ямалгеофизика», ФГУП «ЗапСибНИГНИ», ООО «Славнефть-НПЦ» и данные лабора-
тории ЗАО «Нефтеком» по литолого-петрофизическим свойствам пород-коллекторов (более
2500 определений пористости и проницаемости).
Научная новизна. По результатам выполненных исследований:
– впервые предложена комплексная методика исследования керна слабоконсолидиро-
ванных верхнемеловых отложений покурского горизонта в целях разработки оптимальной
схемы их освоения на примере мессояхского типа разреза.
– разработан и внедрен комплекс лабораторных литолого-петрофизических исследова-
ний керна и шлама, отвечающий современным требованиям ведения геологоразведочных ра-
бот и разработки месторождений.
– на основании анализа вещественного состава пород для всей территории исследований
выявлено трехчленное строение группы пластов ПК1-3, характеризующееся наличием пачек:
песчаников мелкозернистых алевритовых в нижней части разреза, алевролитов песчанистых
разнозернистых – в средней части, и сложного переслаивания глин, глинистых алевролитов,
песчаников мелкозернистых алевритовых, с преобладанием глинистых фракций – в верхней
части разреза;
– впервые выделены и описаны 12 литолого-генетических типов отложений, слагающих
3 макрофациальных комплекса, отвечающих условиям дельтового и приливного прибрежного
мелководья;
– на основании изучения 96 геофизических разрезов скважин, включая 11 разрезов с кер-
новым материалом выявлены площадные закономерности латеральной изменчивости литоло-
гического состава пород с преобладанием в восточной части Мессояхской гряды глинисто-
алевритовых разностей, реже песчано-алевритовых, а в западной – песчаных (алевритовых
песчаников и песчаных алевролитов), обусловившие изменения емкостных и фильтрационных
характеристик группы продуктивных пластов ПК1-3
– по результатам литолого-фациальных исследований предложена априорная геологиче-
ская модель Мессояхской зоны нефтегазонакопления, которая может стать типовой для при-
кровельной части покурской свиты южных районов Гыданского полуострова.
Личный вклад автора. В основу диссертационной работы положены исследования, вы-
полненные лично автором, начиная с 1998 года и по настоящее время: 1) изучен керновый ма-
териал из 11 скважин, пробуренных в пределах Мессояхской зоны нефтегазонакопления; 2)
проведен анализ результатов определения ФЕС (пористость, проницаемость); 3) изучен и де-
тально описан вещественный состав пород-коллекторов; 4) проведены литофациальные и се-
диментологические исследования на керне скважин. В соответствие с разработанной методи-
кой комплексирования предложена программа исследований керна для слабоконсолидирован-
ных отложений пластов ПК1-3.
Автор непосредственно участвовал в составлениях и внедрениях ежегодных программ
исследования керна и пластовых флюидов терригенных разрезов юрско-мелового возраста
(1998-2015 гг.), в составлении программы исследований специфических слабо сцементирован-
ных верхнесеноманских коллекторов, проводил лабораторные исследования образцов керна
продуктивных интервалов (2011-2015 гг.). В работах, написанных в соавторстве с коллегами,
соискателю принадлежит постановка задач и непосредственное участие в проведении иссле-
дований. Результаты, составляющие основное содержание настоящей работы, получены авто-
ром самостоятельно.
Практическая и теоретическая значимость работы. Практическая значимость резуль-
татов исследования заключается в создании методико-технологических решений для изучения
слабоконсолидированных терригенных пород-коллекторов верхней части покурской свиты
(пласты ПК1-3).
В процессе работы над диссертацией автор участвовал в составлении 10 отчетов, в кото-
рых учтены предложения по технологиям отбора и изучения керна, постановка программы ла-
бораторных исследований, разработанные соискателем на основе личного опыта работ в со-
ставе ведущих отраслевых предприятий и нефтегазовых компаний – ОАО «СибНИИНП»,
ОАО «ТНК-BP», ПАО «Газпромнефть» в 1998 – 2015 гг.
По результатам проведенных исследований построена априорная геологическая модель
верхнесеноманских продуктивных резервуаров, являющаяся основой для последующего гид-
родинамического моделирования залежей уникальной Мессояхской зоны нефтегазонакопле-
ния. Выводы и рекомендации, полученные в результате проведенных работ, могут быть ис-
пользованы недропользователями, осуществляющими свою деятельность в пределах Гыдан-
ского полуострова, для обоснования, как геологоразведочных работ, так и работ в области мо-
делирования процесса разработки и обоснования режима работы залежей пластов ПК1-3 покур-
ской свиты.
Достоверность результатов работы обусловлена большим объемом, всесторонне изу-
ченного, с применением комплекса различных методик, керна. Достоверность, предложенных
автором выводов и рекомендаций, проверялась путем сравнения результатов интерпретации
геолого-геофизических материалов с геолого-промысловыми данными, полученными в ходе
бурения и опробования новых разведочных и эксплуатационных скважин.
Реализация работы. Предложенная автором методика комплексирования лабораторных,
литолого-фациальных и геолого-геофизических исследований отработана на разновозрастных
продуктивных терригенных осадочных комплексах Западной Сибири, а именно:
1) при изучении фильтрационно-емкостных свойств горизонта Ю-I Широтного Приобья в
свете геодинамических условий разработки залежей (1996-2002 гг.) (Шпуров и др., 2002);
2) при отработке метода продольного профилирования для выделения и оценки свойств
терригенных коллекторов в сложно-построенных залежах (2002 г.) (Семенов и др., 2002);
3) при изучении среднеюрских отложений Нижневартовского свода (2002 г.) (Матигоров,
2002);
4) при изучении петрофизических характеристик продуктивных горизонтов тюменской
свиты юго-восточных районов Уватского района (2005-2006 гг.) (Зверев и др., 2006);
5) при геологическом изучении и оценке пластов-коллекторов Усть-Тегусского поискового
блока Уватского района (2006 г.) (Петрофизическая характеристика …, 2006);
6) на грубообломочных базальных юрских отложениях и породах коры выветривания в
пределах полукольцевой Ай-Тор-Каменно-Сеульской валообразной структуры Красноленин-
ского свода (2009 г.) (Рыбак и др., 2009);
7) при проведении биостратиграфических и литологических исследований мезозойских
отложений Западно-Охтымлорского поднятия Сургутского свода (2010 г.) (Обоснование возрас-
та …, 2009);
8) при изучении слабо консолидированных отложений покурской свиты северных аркти-
ческих территорий Западной Сибири (2012-2015 гг.) (Чухланцева, Чернова, 2014; Промзелев и
др., 2015).
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Оптимальный комплекс исследований слабоконсолидированных пластов ПК1-3 вклю-
чающий лабораторные методы изучения керна и шлама, приемы литофациального и геоло-
го-геофизического моделирования позволяет получить надежные исходные литолого-
петрофизические и седиментологические параметры, обеспечивающие детализацию гео-
метрии сложнопостроенных природных резервуаров Мессояхской зоны нефтегазонакопле-
ния.
2. Пространственные закономерности изменения литологического состава группы
продуктивных пластов ПК1-3 обусловлены присутствием четко-выраженных пачек: ниж-
ней – существенно песчаной, средней – песчано-алевритовой и верхней – существенно гли-
нистой, а также преобладанием глинисто-алевритовых разностей в восточной и песча-
ных – в западной частях Мессояхской гряды. Выделены 12 литолого-генетических типов
отложений, объединенных в 3 макрофации, генетически соответствующих дельтовым,
прибрежным и приливно-отливным условиям седиментации.
3. Пространственная неоднородность емкостных и фильтрационных свойств пород обу-
словлена выявленной литолого-фациальной зональностью. Улучшенными коллекторскими
свойствами характеризуются отложения дельтовых каналов и приливно-отливных от-
мелей, ухудшенными – прибрежных баров и краевых частей дельтовых каналов, худшие
коллектора связаны с отложениями междельтовых заливов. Построенная на основе ком-
плексирования методов 3-D геологическая модель, отображает пространственное распо-
ложение и локализацию пород коллекторов с улучшенными свойствами и является осно-
вой для последующего гидродинамического моделирования и планирования разработки.
Геологическая модель природных резервуаров прикровельной части покурской свиты поз-
воляет дать прогноз развития коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свой-
ствами, приуроченных к приливно-отливным отмелям и дельтовым распределительным кана-
лам, сформированным в условиях прибрежного мелководья.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Указанная область ис-
следования соответствует паспорту специальности 25.00.16 «Горнопромышленная и нефтегазо-