Дмитрий Андреевич Котунов, директор по перспективному развитию и управлению портфелем
625048; 8Б, ул. 50 лет Октября; Тюмень
Dmitriy A. Kotunov, Director of strategic development
625048; 8B, 50 let Oktyabrya str.; Tyumen
Салават Алмазович Халилов, руководитель программы проектов по формированию бизнес-кейсов опций развития
628011; 56, ул. Ленина; Ханты-Мансийск
Salavat A. Khalilov, head of the program of projects for the formation cases of development option
628011; 56, Lenin str.; Khanty-Mansiysk
Денис Владимирович Романов, главный геолог региона Западная Сибирь
125171; 16A, стр. 3, Ленинградское шоссе; Москва
Denis V. Romanov, Geology Leader
125171; 16A, Leningradskoe shosse, bld. 3; Moscow
Сергей Анатольевич Любимов, геолог
125171; 16A, стр. 3, Ленинградское шоссе; Москва
Sergey A. Lyubimov, geologist
125171; 16A, Leningradskoe shosse, bld. 3; Moscow
Введение. Разработка месторождения на третьей стадии вызывает определенные сложности для недропользователя, связанные с тем, что падающая добыча нефти требует выполнения мероприятий по восполнению ресурсной базы. Помимо доизучения геологического строения основных объектов разработки, поиск новых залежей нефти позволяет получить прирост запасов и снизить темпы падения добычи, а наличие геологических моделей по объектам, перспективным для изучения, подготовленных с применением современных подходов обработки и интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3D, позволяют увеличить эффективность геолого-разведочных работ и сократить расходы недропользователя. Одним из перспективных направлений геолого-разведочных работ на Южной лицензионной территории Приобского месторождения является юрский интервал разреза, учитывая, что продуктивность тюменской свиты доказана на большом числе месторождений ХМАО-Югры.
Цель исследования. Целью работы являлось построение концептуальной геологической модели пластов ЮС2—3 — наиболее перспективной с точки зрения нефтеносности части среднеюрской толщи — на основе переобработки и комплексной переинтерпретации сейсмических данных по всему лицензионному участку, выполненных в 2020 году, а также детальный анализ информации о литологическом строении и нефтеносности в пределах изучаемого объекта.
Материалы и выводы. Картирование потенциальных ловушек углеводородов выполнено с учетом следующих факторов: наличия нефтематеринской толщи, путей миграции, коллектора, покрышки и сохранности залежей. Повышение достоверности оценки этих факторов является ключом к успеху геолого-разведочных работ. По нашему мнению, оценка двух факторов — путей миграции и наличия коллектора — может быть существенно улучшена с помощью палеогеографических интерпретаций на основе хроматической обработки сейсмики eXchromaSG.
Результаты. Результаты концептуального моделирования использованы при планировании геолого-разведочных работ и подтверждены при реализации программы поисково-разведочного бурения в 2021—2022 гг. По результатам бурения подтверждена нефтеносность верхней части тюменской свиты.
Заключение. Применение методики поиска залежей углеводородов на основе сейсмофациального анализа юрских отложений позволило подтвердить потенциал нефтеносности Южной лицензионной территории Приобского месторождения и расширить ресурсную базу за счет открытия новых залежей.
Background. Development of an oil field at the third stage causes certain difficulties for a subsoil user associated with the falling oil production, which requires additional measures to replenish the resource base. In addition to clarification of the geological structure of the deposit under development, the search for new oil deposits contributes to increasing the available reserves thus reducing the rate of decline in production. The availability of geological models for promising objects, created based on modern approaches to processing and interpretation of 3D seismic data, increases the efficiency of geological exploration and reduces the production costs. In the Southern license area of the Priobskoye field, its Jurassic interval is considered to be a promising area for exploration, given that the confirmed productivity of the Tyumen Formation in a large number of fields in the Khanty-Mansi Autonomous Okrug–Yugra.
Aim. To develop a conceptual geological model of the YuS2–3 formations, which is the most promising part of the Middle Jurassic strata in terms of oil potential, by re-processing and re-interpretation of seismic data for the entire license area performed in 2020. A detailed analysis of information on the lithological structure and oil potential of the studied area.
Materials and methods. Mapping of potential hydrocarbon traps was performed taking the following factors into account: presence of oil mother strata, migration pathways, reservoir, cover and deposit integrity. Improving the reliability of these factors seems to be key to successful exploration. In our opinion, the assessment of two factors, i.e., migration pathways and reservoir presence, can be significantly improved with the help of paleogeographic interpretations based on chromatic processing of eXchromaSG seismic.
Results. The results of conceptual modeling were used in planning of exploration works. The results were validated during implementation of the exploration drilling program in 2021—2022. The drilling results confirmed the oil bearing capacity of the upper part of the Tyumen Formation.
Conclusion. The application of the hydrocarbon prospecting methodology based on seismofacial analysis of Jurassic sediments confirmed the oil-bearing potential of the Southern license area of the Priobskoye field, thereby increasing the resource base by discovering new deposits.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.