Сборник - Тезисы конференции Геомодель

Подождите немного. Документ загружается.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СУРГУТСКОГО СВОДА В

УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТОЧНОЙ СКВАЖИННОЙ ИНФОРМАЦИИ

Маляренко А.М. * (ООО НПЦ «Геостра»), Скачек К.Г.( ТПП «Когалымнефтегаз», )

Гутник О.С(ООО НПЦ «Геостра»)., Катяшова Э.Х. (ООО НПЦ «Геостра»)

Месторождения Западной Сибири в настоящее время изучены достаточно полно. В их

пределах пробурен значительный фонд

поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Основные объекты определены и активно разрабатываются. Но, в последнее время, для Широтного

Приобья стал актуальным вопрос о возможных перспективах доюрского основания. Необходимость

его изучения обусловлена как открытием здесь залежей нефти, газоконденсата и газа в ряде районов

Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, так и значительным сокращением фонда структур

ортоплатформенного чехла в пределах перспективных территорий Западной Сибири. В настоящее

время лучше изучена нефтегазносность кровельной части доюрского основания, являющегося

эрозионно-тектонической поверхностью среза разновозрастных мезозойско-палеозойских обра-

зований.

Залежи в корах выветривания преобладают среди всех скоплений углеводородов, связанных

с отложениями доюрского комплекса. Закономерности распространения кор выветривания с

улучшенными коллекторскими свойствами изучены слабо. Наиболее значимыми примерами

объектов такого типа следует считать Северо-Варьеганское, Мортымья-Тетеревское, Алясовское

месторождения нефти Шаимского мегавала, Красноленинского и Нижневартовского сводов. При

изучении этих месторождений отмечалось, что

выделение гипергенных ловушек в доюрском осно-

вании только по сейсморазведочным данным крайне сложно. Неоходимо иметь достаточное коли-

чество эталонной скважинной информации, привязка которой к волновому полю даст возможность

обнаружить и накопить диагностические признаки наличия в доюрском основании ловушек УВ. Но,

как раз, скважинной информации по доюрскому интервалу отложений на подавляющем

боль-

шинстве площадей Широтного Приобья не имеется, поскольку бурением этот комплекс отложений

вскрывался крайне редко.

В представленной работе сделана попытка прогноза перспектив доюрского комплекса на

двух площадях (а и б), расположенных в пределах крупного месторождения нефти в неокомских

отложениях, приуроченного к Когалымскому поднятию Сургутского свода (рис.1,2).

Рисунок

1 Обзорная карта Рисунок 2 Тектоническая карта

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Эрозионная поверхность доюрского основания (отражающий горизонт «А») вскрыта

единственной скважиной 158 на южном участке и залегает на абсолютных отметках от -3140м до

-3310м. Перепад глубин в составляет 170 метров. Эта поверхность имеет огромное значение для

создания объективной геологической модели, поскольку является границей раздела между

покровными образованиями платформенного типа, к которым принадлежат отложения

юрско-

кайнозойского возрастов и более древними образованиями. Рельеф современной поверхности

доюрского основания носит отчетливый разломно-блочный характер, поскольку был сформирован

в результате совместного влияния эрозионных и тектонических процессов. Структурный план по

отражающему горизонту «А» характеризуется наибольшей контрастностью и расчлененностью.

Выявленные структурные элементы контролируются системой флексурно-разрывных нарушений.

Все они отличаются

разной степенью проникновения в осадочный чехол. В большинстве случаев

наблюдается преобразование глубинных разломов во флексурные перегибы вверх по разрезу.

Структурные карты по отражающему горизонту «А» являются отображением тектонического

строения площадей исследований

(рис. 3).

а) участок а б) участок б

Рисунок 3 Структурно-тектоническая модель доюрского основания

Доюрские отложения вскрыты только одной скважиной 158, расположенной на территории

южного участка. Признаков нефтеносности не обнаружено. Анализ керна этой скважины и скважин,

находящихся в непосредственной близости от границ исследований, показал наличие в доюрском

основании палеозойских карбонатных отложений и туфо-эффузивных пермо-триасовых. Но явная

недостаточность скважинных данных на площадях исследований и слабая разрешенность волнового

поля доюрского структурного этажа не позволлили сделать анализ внутреннего строения доюрских

отложений с выделением отдельных комплексов и их сейсмофациальный анализ.

Поскольку большинство месторождений в доюрском комплексе Западной Сибири связано

его кровельной частью, был проанализирован отражающий горизонт «А», отвечающий за кровлю

доюрских отложений.

Динамические особенности этого отражения зависят как от акустических

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

свойств базальных пачек юры, так и от подстилающих пород доюрского основания. В доюрском

основании большое развитие имеют коры выветривания и волна «А», в ряде случаев, бывает

приурочена к контакту измененных выветриванием и неизмененных пород фундамента. А, так как,

неизменные породы фундамента характеризуются повышенными значениями жесткости, а

измененные выветриванием имеют акустическую жесткость

близкую к жесткостям осадочного чехла,

то, нередко, отражение «А» теряет свою динамическую выразительность, ослабляясь, а то и, меняя

знак. Гетерогенный состав пород, слагающих кровлю доюрского комплекса отложений, также вносит

свой вклад в изменчивость волнового рисунка отражения «А».

При изучении месторождений нефти в доюрском комплексе Шаимского мегавала,

Красноленинского и Нижневартовского сводов,

охарактеризованных кондиционным сейсмическим

материалом и достаточной скважинной информацией, отмечалось, что улучшенные коллекторские

свойства (трещиноватость, пористость, проницаемость) сопровождались в волновом поле, в

большинстве случаев, такими характеристиками отражения «А», как снижением динамической

выразительности, резким изменением формы записи. Эти наблюдения легли в основу динамического

анализа. На карте максимальных абсолютных амплитуд отражающего горизонта «А» области

пред-

полагаемого улучшения коллекторских свойств кор выветривания характеризуются пониженным

уровнем амплитуд (сине-голубая палитра) (рис. 4а). Внутри этих зон коры выветривания могут быть

двух типов: площадные (тяготеют к склоновым областям с минимумом разрывных нарушений) и

линейно-трещинные (на контрастных локальных поднятиях, осложненных множеством текто-

нических нарушений).

а) Карта максимальных абсолютных амплитуд б) Карта классификаций по

с наложением структурного плана форме записи

Рисунок 4 Выделение улучшенных коллекторских свойств в коре выветривания

(по отражающему горизонту «А»)

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Карта, построенная на основании классификации формы записи в окне отражающего

горизонта «А», чётко делит доюрское основание полигона исследований на три класса или на три

сейсмофациальные зоны (рис. 4б). Недостаток скважинных данных не позволил ранжировать

территорию по литотипам. Первая зона, окрашенная розовым цветом, хорошо коррелируется с выде-

ленными по карте максимальных абсолютных

амплитуд зонами предполагаемого улучшения кол-

лекторских свойств кор выветривания.

В пределах изученных площадей рекомендовано бурение двух скважин со вскрытием доюрс-

кого основания, целью которых, наряду с подтверждением уточнённых в ходе работ границ залежей в

меловых отложениях, является проверка перспектив доюрского комплекса. Скважины по отра-

жающему горизонту «А» находятся в купольной

части структур и в пределах выделенных в ходе

динамического анализа зон предполагаемого улучшения коллекторских свойств кор выветривания.

Следует отметить, что скважина 150, пробуренная на соседнем месторождении, выявила

нефтенасыщение в коре выветривания

, в результате опробования был получен приток нефти порядка

4 м

. Этот и многие другие факты наличия в доюрском основании Западно-Сибирского нефтега-

зоносного бассейна залежей углеводородов заставляют находить новые подходы и методы для их

поиска. Основой для выявления и картирования различных морфогенетических типов ловушек УВ в

доюрском комплексе отложений могут служить детальные историко-геологические модели, созда-

ваемые путем обобщения результатов

исследований по палеотектоническому, палеогеомор-

фологическому, динамическому и литолого-фациальному анализам. Фактическую основу для этих

исследований даст скважинный материал. В Широтном Приобье необходимо ввести практику обяза-

тельного бурения скважин со вскрытием доюрского основания, как это принято в Урайском регионе,

проводить в них полный комплекс геофизических исследований и отбор керна с определением

возраста

отобранных пород. Этот материал, в комплексе с сейсмическим, позволит накопить

диагностические признаки наличия ловушек УВ в коре выветривания и в верхнем этаже доюрского

основания и даст возможность более достоверного их прогноза на новых площадях.

Литература:

1. Журавлев Е.Г. «Анализ вещественного состава и структуры доюрских комплексов

пород Шаимского района и прилегающих территорий с целью выбора направлений

поисковых работ на нефть и газ». Москва – 2002 г.

2. Краткий обзор перспектив нефтегазоносности и добывных возможностей в залежах не

структурного типа на территории ХМАО.

3. Федоров Ю.Н.,

Иванов К.С., Садыков М.Р., Печеркин М.Ф., Криночкин В.Г., Захаров

С.Г. и др. Строение и перспективы нефтегазоносности доюрского комплекса

территории ХМАО: Новые подходы и методы. //Пути реализации нефтегазового

потенциала ХМАО. – 2004 г.

4. Сердюк З.Я., Слепокурова Л.Д. Поиски благоприятных пород коллекторов и залежей

углеводородов в доюрских и юра-неокомских отложений. //Специальный выпуск к 50-

летию «Хантымансийскгеофизики».– 2001 г.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

ОБОСНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОГО ОБЪЕКТА НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТ В

ПАЛЕОЗОЙСКИХ И МЕЗОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ В РАЙОНЕ ЮГО-ВОСТОЧНОЙ

ЧАСТИ МУРОМЦЕВСКО-СЕДЕЛЬНИКОВСКОГО НАКЛОННОГО ПРОГИБА (ОМСКАЯ

ОБЛАСТЬ)

Елишева О.В. (ИНГГ СО РАН)

Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, ресурсы которого, по разным оценкам, освоены на 50-

70%, был и остается основой нефтегазодобывающей промышленности России, определяющей

экономическое состояние страны. В

перспективе роль Западной Сибири в восполнении запасов

природных энергоносителей остается весьма высокой. Дальнейшие перспективы связываются как с

хорошо освоенными центральными и северными регионами этой провинции, так и с южной ее

окраиной. В связи с этим выявление скрытой нефтегазоносности южных районов определяется

необходимостью подготовки здесь новых ресурсов УВ сырья рентабельного для

разработки [1,2].

Как показала современная практика геологоразведочных работ на юге Западной Сибири, для

обоснования перспектив нефтегазоносности и планирования ГГР требуется новый уровень анализа

геофизических и геологических материалов и составление новой геологической основы, которая

способствует целенаправленному поиску сложно построенных неантиклинальных залежей в

отложениях юры и мела и поиску залежей УВ в приконтактной зоне

доюрского основания и

осадочного чехла и собственно палеозойских отложениях.

В 2003 году специалистами ИНГГ СО РАН и СНИИГГиМСа под руководством А.Э. Конторовича и

В.С. Суркова была разработана «Долгосрочная государственная программа изучения недр и

воспроизводства минерально-сырьевой базы…», которая на территории Омской области завершилась

в 2007 году, отработкой серией сейсмических профилей «

Ж-1, Омск-1,-2,-3,-4,-6». Результаты этих

работ позволили получить новый объем региональной геофизической информации, что позволило

наметить очередные локальные перспективные участки для дальнейшего уточнения перспектив

нефтегазоносности этой территории.

На территории Омской области одним из перспективных объектов, который требует дальнейшего

изучения и освоения, является район юго-восточного борта Муромцевско-Седельниковского

наклонного прогиба в пределах

Ивановского куполовидного поднятия (рис.1). На этой территории

уже пробурена одна скважина Ивановская №1, где в юрских и меловых отложениях вскрыты

песчаные коллектора хорошего качества, но неиспытанные. Одной из предпосылок для поиска здесь

залежей нефти и газа является наличие на прилегающих территориях небольших притоков нефти на

Баклянской площади и притоков воды

с газом из интервала баженовской и васюганской свит на

Литковской площади.

Для решения задачи уточнения перспектив нефтегазоносности мезозойской и палеозоской части

разреза этой территории, в районе восточного склона Ивановского куполовидного поднятия

специалистами ИНГГ СО РАН предлагается заложение параметрической скважины Ивановская № 2

на пересечении региональных профилей «Ж-1» и регионального профиля «Омск-3». Целью

бурения

является изучение геологического строения и оценка перспектив нефтегазоносности юры, мела и

палеозоя, а также выделение зон благоприятных для скопления нефти и газа и уточнение

количественной оценки нефтегазоносности этого района.

Согласно карте перспектив, описываемая территория находится в южной части Каймысовской НГО в

пределах Демьянского НГР на землях со средней плотностью

запасов 11-20 тыс.т/км

и менее 3

тыс.т/км

перспективных и прогнозных извлекаемых ресурсов УВ [1].

Традиционно основные перспективы нефтегазоносности на территории Омской области связываются с

четырьмя стратиграфическими комплексами нижнемеловым (ачимовская толща), верхнеюрским

(васюганская свита), среднеюрским (тюменская свита) и НГГЗК (пласт М) [2] (рис.1).

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Следует отметить, что если на территории Омской области перспективы нефтегазоносности средне-

верхнеюрских отложений (притоки нефти на Прирахтовской, Наталинской, Баклянской площадях),

нижнемеловых – куломзинская свита (притоки газа на Тевризской площади) и зоне НГГЗК (притоки

нефти на Ягыл-Яхской площади) являются общепризнанными, то нижнемеловый – тарская свита,

нижнеюрский и палеозойский уровни пока не имеют такого

надежного обоснования, хотя по

современной обработке сейсмических материалов и в этих отложениях предполагается наличие

залежей УВ (рис. 2).

Рис. 2. Распределение низкочастотных сейсмических аномалий (возможных зон

нефтегазонасыщения) в разрезе профиля Ж-1 (Исполнители: ФГУП «ЗапСибНИИГ», г. Тюмень)

Для обоснования заложения параметрической скважины на юго-восточном борту Муромцевско-

Седельниковского наклонного прогиба был выполнен комплексный анализ имеющегося в наличие

геологического и геофизического материала. Так же к анализу привлекались материалы и результаты,

полученные

специалистами ФГУП «ЗапСибНИИГГ» и ОАО «ЦГЭ» при обработке региональных

профилей «Ж-1» и «Омск-3». Согласно проведенному анализу было сделано заключение, что в

районе заложения параметрической скважины Ивановская №2 потенциально перспективными в

нефтегазоносном отношении могут считаться следующие комплексы.

По палеозойскому НГК информации слишком мало, чтобы охарактеризовать возможности

выявления здесь крупных залежей УВ. Однако

, по данным интерпретации регионального профиля

«Омск-3» для доюрского комплекса характерна сильнодислоцированная среда, где достаточно

уверенно картируется ряд прогибов рифтогенного типа, сложенных отложениями промежуточного

тектонического этажа, представленного эффузивно-осадочными образованиями триаса (туринская

серия). Так же в разрезе доюрских отложений часто фиксируются разрывные нарушения и угловые

несогласия между породами различного возраста. Поскольку

территория заложения скважины

расположена в зоне расположения крупного глубинного разлома северо-восточного простирания с

внедрениями серпентинизированных пород в зоне контакта доюрского комплекса с перекрывающими

юрскими отложениями, здесь также предполагается развитие структурно-стратиграфических или

структурно-литологических ловушек как на Ягыл-Яхском месторождении.

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс включает отложения горелой свиты. Нефтеносность

связана

с пластами Ю

17-11

. При начавшейся в раннеюрское время трансгрессии море проникало,

прежде всего, в отрицательные формы палеорельефа - прогибы и впадины, где и происходило

накопление собственно нижнеюрских отложений, представленных преимущественно средне- и

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

крупнозернистыми песчаниками. Особенно широко коллектора в этих пластах распространены на

склонах выступов фундамента, где происходит резкое сокращение общей толщины нижнеюрских

отложений вплоть до выклинивания, поэтому предполагается, что в них образуются ловушки как

сводового, так и стратиграфически выклинивающегося типа. По данным специалистов ФГУП

«ЗапСибНИИГГ» в районе Ивановской площади в нижнеюрских отложениях могут встречаться

ловушки шнуркового типа [3]. В нижнеюрском нефтегазоносном комплексе вероятно выявление

нефтяных залежей.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс включает отложения тюменской свиты. Нефтеносность

связана с пластами Ю

-Ю

. Особого внимания заслуживают пласты Ю

2-4

, которые в полосе профиля

«Омск-3» имеют практически сплошное распространение. Таким образом, анализ геолого-

геофизических материалов вдоль профиля «Омск-3» показал, что здесь широкое распространение

имеют юрские отложения, которые накапливались в условиях сильно расчлененного палеорельефа, в

которых формировались ловушки как пластового сводового, так и стратиграфически

экранированного типов. В среднеюрском нефтегазоносном комплексе вероятно

выявление нефтяных

залежей.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс включает в себя продуктивный горизонт Ю

васюганской свиты. В верхнеюрском нефтегазоносном комплексе вероятно выявление нефтяных

залежей. Продуктивность горизонта доказана на ряде месторождений Томской и Омской областей. В

районе Ивановской площади в верхнеюрском НГК предполагается развитие коллекторов с

эффективной емкостью 11-18%, пористостью 9% и проницаемостью до 2*10

-3

мкм

[4] и наличие

ловушек литолого-стратиграфического типа.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс связан не только с песчаными пластами ачимовской

толщи куломзинской свиты - пласты Б

18-20,

но и с песчаными пластами Б

6-15

тарской свиты. В

куломзинской свите доказана газоносность на Тевризском месторождении. По ГИС эти отложения,

как правило, представлены мелко-средне-крупнозернистым песчаниками с глинисто-алевритовыми

прослойками [3]. В связи с неоднородностью разреза емкостная и фильтрационная характеристика

этих отложений может изменяться в довольно широких пределах, открытая пористость 2-21 %,

проницаемость 0.1 - 2.5*10

-3

мкм. На территории Омской области тарские отложения изучены

в меньшей степени, чем куломзинские. На сейсмических разрезах интервал залегания этих

отложений представлен прерывистыми динамически невыразительными отражающими горизонтами,

нередко в разрезе отсутствуют четкие реперные поверхности и маркирующие горизонты берриаса-

валанжина. В целом в нижнемеловом нефтегазоносном комплексе предполагается выявление

преимущественно газовых залежей.

Литература

1. Конторович А.Э., Бурштейн Л.М. и др Ресурсы углеводородов Омской области // Мат-лы III

научно-практической конференции: «Природа, природопользование и природообустройство

Омского Прииртышья». –Омск. –Курьер. –2001б. –С. 114-115.

2. Елишева О.В., Моисеев С.А., Фалалеев Н.К. и др. Перспективы освоения углеводородных

ресурсов Омской области // Мат-лы конференции

, посвященной 125-летию основания ТГУ и 70-

летию образования ГГФ ТГУ « Проблемы геологии и географии Сибири». –Томск. –ТГУ. -2003.

3. Абдурахманова Ф.С. , Козак Б.М., Монастырев Б.В. и др. Перспективы нефтегазоносности

юрских и неокомских отложений Омской области в полосе регионального сейсмического

профиля 1Ж//Вестник недропользователя Ханты-Мансийского Автономного округа.- №16. -

2005.

4. Елишева О.В. Методика выделения, типизация и прогноз коллекторов горизонта Ю

васюганской свиты Омского Прииртышья (юг Западно-Сибирской НГП) //Горные ведомости. –

2010. – №10. –с. 28-34.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПЛАСТА М+М1 УРМАНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА ГЕОЛОГО-

ГЕОФИЗИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА

Аржиловский А.А.* (Газпромгнефть-НТЦ), Котова В.З. (Газпромгнефть-НТЦ), Касаткин В.Е.

(Газпромгнефть-НТЦ), Лагутина С.В. (Газпромгнефть-НТЦ), Предеин С.А. (Газпромгнефть-

НТЦ), Новикова Л.В. (Газпромгнефть-НТЦ),

Урманское месторождение в административном

отношении находится на территории

Парабельского района Томской области. Описываемый район является одним из

высокоперспективных районов в отношении скоплений углеводородов. Перспективы его

нефтеносности определялись близостью к открытым и разрабатываемым месторождениям. В

непосредственной близости от Урманского месторождения находятся Арчинское, Нижне-

Табаганское, Тамбаевское, Южно-Тамбаевское, Калиновое, Северо-Калиновое, Южно-

Табаганское, Герасимовское нефтяные и газовые

месторождения, запасы которых защищены в

ГКЗ

Целями данной работы являются уточнение геологического строения пласта М+М

Урманского месторождения, снижение рисков эксплуатационного бурения и повышение его

эффективности.

В тектоническом плане Урманское месторождение расположено в южной части Западно-

Сибирской плиты, в юго-восточной части Центрально-Западно-Сибирской складчатой системы, в

центральной части Нюрольского погруженного блока Межовского срединного массива.

Урманское месторождение расположено в пределах Казанского нефтегазоносного района,

Васюганской нефтегазоносной области

. Промышленная нефтегазоносность района

месторождения связана с доюрскими, нижне- средне- и верхнеюрскими отложениями. В этом

отношении Казанский НГР является уникальным, так как в пределах большей части юго-востока

Западной Сибири месторождения нефти и газа выявлены, главным образом, в горизонте Ю

васюганской свиты. Основные перспективы обнаружения участков с улучшенными ФЕС в

доюрских отложениях могут быть связаны с зонами повышенной трещиноватости, которые

возникли или были обновлены неотектоническими движениями

Изученность, особенности геологического строения и параметры залежей УВ. На

территории Урманского и Арчинского лицензионных участков выполнена сейсморазведка

МОГТ-2Д в объеме 220,3 п. км,

МОГТ-3Д – 350 км

, пробурено 13 поисково-разведочных и 56

эксплуатационных скважин.

Месторождение находится на начальной стадии разработки –

периода интенсивного эксплуатационного бурения и роста годовых уровней добычи нефти. В

2009 году на основе всего объема данных геолого-геофизической информации по состоянию на

01.01.2009 г. созданы детальные геологические модели всех открытых залежей УВ.

Предыдущая геологическая модель (2004г.) была создана по данным сейсморазведки 3Д

(63,97 км

, 2002г.) и по 11 поисково-разведочным скважинам. По этой модели прогнозировались

обширные зоны отсутствия пород пласта М на юге и востоке по линии скв. 3, 1, 22 (рисунок 1).

Геологическая модель горизонта М

была представлена двумя объектами подсчета запасов – М

и М

, кровли которых последовательно с запада на восток выходили на эрозионную поверхность

(рисунок 2). Одна залежь приурочена к к западной части (район скв. 2, 5, 10) структуры, другая –

к восточной части (район скв. 1, 11, 22 ). Экраном между залежами служили глины чузикской

свиты, разделяющие отложения лугинецкой (М1а) и герасимовской (М1b) свит.

«Геомодель – 2011» - 13ая конференции по проблемам комплексной

интерпретации геолого-геофизических данных.

Россия, г. Геленджик, 11 – 15 сентября, 2011 г.

Рисунок 1 Стркутурная карта пласта М предыдущей модели

а) б)

Рисунок 2 Подсчетные планы по пластам а)М1а и б) М1б предыдущей модели

Сборник - Тезисы конференции Геомодель - 2011

Подождите немного. Документ загружается.