Казанцев Глеб Владимирович — начальник отдела геологического моделирования
7, ул. Пожарных и спасателей, г. Тюмень 625000
Gleb V. Kazantsev — Head of the Geological Modeling Department
7, Pozharnykh i spasateley str., Tyumen 625000
Введение. Определение направления палеотечений является важнейшим этапом при геологическом моделировании. Основной задачей реконструкции является текстурный анализ слоистости, чтобы связать результаты с направлением локального потока. Направление и угол слоистости можно определить по данным имиджера плотности.
Цель. Повышение точности геологических моделей залежей нефти и газа и увеличение эффективной проводки скважин при геонавигации на основе методики, комплексного учета данных имиджеров, сейсмических данных и картографов границ
Материалы и методы. Предлагается алгоритм учета данных имиджера плотности и картографа границ при геологическом моделировании и бурении скважин, который включает структурную интерпретацию имиджера плотности, классификацию структурных элементов, интерпретацию данных картографа границ, совместный анализ результатов интерпретации имиджера плотности и картографа границ и комплексирование с сейсмическими данными.
Результаты. Применение методики позволило увеличить эффективную проходку на 499 м и вскрыть четвертый объект, который характеризуется высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), тем самым увеличив качество и объемы вовлекаемых запасов газа.
Заключение. Данные картографа границ позволяют оценить локальную геометрию границ геологических тел. Анализ сейсмических данных позволяет определить границы и направление простирания геологических объектов. Однако ограничения разрешающей способности сейсморазведки не дают надежного определения принадлежности выделенного объекта к исследуемому пласту. Комплексный анализ имиджеров плотности, картографов границ и сейсмических данных позволяет определить направление фациальных объектов для обновления фациальной и геологической моделей. В процессе бурения изменение азимута направления слоистости может указывать на выход из прежнего геологического тела и вход в новое.
Background. Determination of paleocurrent directions is an important step in geological modeling. The primary objective of reconstruction consists in the textural analysis of bedding with the purpose of correlating the results with local flow direction. Bedding orientation and dip angles can be derived from density imager data.
Aim. To enhance the accuracy of oil and gas reservoir geological models and improve well placement efficiency during geosteering by implementing a methodology that integrates imager data, seismic data, and boundary mapper interpretations.
Materials and methods. The proposed algorithm incorporates density imager and boundary mapper data when carrying out geological modeling and well drilling. This algorithm includes structural interpretation of density imager data; classification of structural elements; interpretation of boundary mapper data; integrated analysis of density imager and boundary mapper results; synthesis with seismic data.
Results. The applied methodology increased effective drilling by 499 meters and successfully penetrated a fourth reservoir unit with high reservoir properties, thereby improving gas reserves characterization and volume estimation.
Conclusion. Boundary mapper data enable evaluation of the geometry of local geological bodies. Seismic data analysis is used to delineate boundaries and strike directions of geological features. However, the resolution limitations may hinder reliable stratigraphic correlation. An integrated analysis of density imager, boundary mapper, and seismic data clarifies facies trends, supporting updates to facies and geological models. Azimuthal bedding shifts during drilling may indicate transitions between geological units.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.