Комплексный подход к изучению нефтеносности пласта C2ks.4 уникального месторождения
северо-запада Республики Башкортостан
северо-запада Республики Башкортостан
Швецова Н.Н., Тимерханов Р.Ф., Вагизов А.М., Леонтьевский А.В., Пиденко А.В., Минкаев В.Н.
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть, Уфа, Россия;
ПАО АНК «Башнефть»
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть, Уфа, Россия;
ПАО АНК «Башнефть»
На зрелых месторождениях растет интерес к ранее недооцененным активам: карбонатным отложениям со сложной геологией, структурой порового пространства и ограниченными запасами. Современные методы геологоразведки, лабораторные исследования и разработки могут изменить представление о ресурсах данных активов. Представлена процедура оценки перспектив нефтеносности пласта C2ks.4 уникального месторождения северо-запада Республики Башкортостан. Анализ 4 площадей (около 8 000 скважин) включал: фациальное районирование (кластерный анализ), нормировку данных геофизических исследований скважин (ГИС) для корректного расчета пористости, палеоструктурный анализ (этапы осадконакопления, миграции нефти, тектонических преобразований). Новое представление о строении утвержденных контуров нефтеносности и перспективах выявления новых залежей сформировано на основе интерпретации ГИС с учетом литологии, типов пустотного пространства, петрофизических свойств, насыщения (данные керна и опробования). Результатом стала геологическая модель с выделением 40 потенциальных залежей. Методики, предложенные в работе, применимы для определения перспективных зон и корректного расчета параметров на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции со схожей геологией.
Введение
Целью данной работы является всестороннее изучение нефтеносности пласта C2ks.4 в пределах границ уникального месторождения северо-запада Республики Башкортостан. Пласт относится к карбонатной толще среднего карбона (КТСК) — одной из основных нефтеносных толщ, определяющих ресурсный потенциал изучаемого месторождения и имеющих важное практическое значение в контексте поддержания и увеличения объемов добычи нефти.
Данные геофизических исследований скважин (ГИС), полученные в 7 943 скважинах, и результаты анализа полноразмерного выноса керна в 5 скважинах послужили основой для уточнения комплексной характеристики пласта. Общая мощность пласта составляет
порядка 12 метров. При этом установлено, что нижняя часть пласта не обладает продуктивными характеристиками, будучи представленной пачками глинистых пропластков, достигающих 2 метров, и плотными известняками с различным содержанием органических остатков. Продуктивность пласта связана с его верхней частью, характеризующейся переслаиванием каверно-поровых, микро-тонкозернистых, реликтово-органогенных доломитов и поровых, органогенно-обломочных, часто доломитизированных известняков с прослоями плотных комковато-мелкоорганогенных известняков [1–4]. В настоящее время разработка пласта C2ks.4 осуществляется в 21 скважине, эксплуатация осуществляется единым фильтром всего разреза КТСК.
Данные геофизических исследований скважин (ГИС), полученные в 7 943 скважинах, и результаты анализа полноразмерного выноса керна в 5 скважинах послужили основой для уточнения комплексной характеристики пласта. Общая мощность пласта составляет
порядка 12 метров. При этом установлено, что нижняя часть пласта не обладает продуктивными характеристиками, будучи представленной пачками глинистых пропластков, достигающих 2 метров, и плотными известняками с различным содержанием органических остатков. Продуктивность пласта связана с его верхней частью, характеризующейся переслаиванием каверно-поровых, микро-тонкозернистых, реликтово-органогенных доломитов и поровых, органогенно-обломочных, часто доломитизированных известняков с прослоями плотных комковато-мелкоорганогенных известняков [1–4]. В настоящее время разработка пласта C2ks.4 осуществляется в 21 скважине, эксплуатация осуществляется единым фильтром всего разреза КТСК.
Состав и последовательность работ по изучению нефтеносности пласта предусматривали ряд этапов, включающих нормализацию данных нейтронного гамма-каротажа (НГК), поиск перспективного участка для детального изучения и переинтерпретацию ГИС с последующим построением геологической модели.
Данная статья содержит результаты исследования, направленные на уточнение ресурсного потенциала пласта C2ks.4 и разработку новых подходов к оценке перспектив месторождения. Актуальность исследования определяется необходимостью прироста промышленных запасов, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам, и последующей их эффективной разработкой. Интеграция стандартных методик и результатов ранее проведенных научных работ с новыми технологиями поиска является ключевым аспектом данного исследования [5].
Комплексный подход к оценке перспектив
пласта С2ks.4
Проведенное исследование представляет собой последовательную многоэтапную методологию, направленную на решение ключевой задачи — уточнение нефтеносности и ресурсного потенциала сложнопостроенного карбонатного пласта C2ks.4 на уникальном месторождении. Стратегия работы построена на интеграции обширного фонда разнородных данных с применением как стандартных, так и современных аналитических подходов, что позволяет минимизировать неопределенности, связанные с неоднородностью коллектора и историческим характером информации.
Логика и этапы исследования
Работа выполнена в соответствии с последовательной схемой (рис. 1), которая включает три основных взаимосвязанных блока.
Рис. 1. Схема последовательности и логической взаимосвязи этапов исследования
Выбор объекта детализации и районирование
Начальный этап был направлен на выделение наиболее перспективного участка в пределах месторождения для последующего углубленного изучения. Решение этой задачи потребовало интегрального анализа данных прямых исследований (керна и опробований), палеоструктурного анализа (ПА) для восстановления истории формирования и сохранности ловушек, а также кластерного анализа данных геофизических исследований скважин (ГИС) для фациального районирования. Синтез результатов позволил обоснованно выбрать северо-восточную часть месторождения в качестве ключевого объекта детализации.
Повышение достоверности данных
и построение моделей
После определения целевого участка решалась задача повышения надежности исходной информации. Центральным элементом стала нормировка данных нейтронного гамма-каротажа (НГК) для устранения методических погрешностей, вызванных эволюцией измерительной аппаратуры за 60-летний период исследований. На основе скорректированных данных ГИС и калибровки по керну была выполнена переинтерпретация с уточнением петрофизических зависимостей и выделением нефтенасыщенных интервалов.
Количественная оценка и планирование
Финальный этап заключался в переходе от качественной оценки к количественной. На основе переинтерпретации ГИС и учета структурного фактора была построена геологическая модель, выполнено оконтуривание залежей, оценены начальные геологические запасы (НГЗ) и сформирован перечень скважин-кандидатов для опробования с учетом технологических ограничений и структурного плана.
Актуальность и районирование
территории по степени перспективности
Первым этапом работы является районирование территории по степени перспективности на основе информации о прямых исследованиях коллектора, включая данные керна и опробований. Анализ этих данных позволил установить территориальную приуроченность нефтенасыщенных и водонасыщенных прослоев. По данным раздельных опробований пласта C2ks.4 (56 скважин) большая часть опробований с результатом «нефть» находится на площади № 1 (рис. 2).
Рис. 2. Освещенность прямыми исследованиями: керн — а и данные опробований — б на структурной карте пласта C2ks.4
Освещенность уникального месторождения по керну пласта C2ks.4 представлена исследованиями 5 современных скважин с полноразмерным выносом керна и 52 скважин с архивным керном. Архивные керновые данные в большей степени охватывают северо-восточную часть месторождения, где по описанию присутствуют нефтенасыщенные образцы, фильтрационно-емкостные свойства которых подтверждают граничное значение Кпр > 8 мД [6].
Палеоструктурный анализ
С целью определения наиболее перспективного участка пласта C2ks.4 для дальнейшего изучения нефтеносности был проведен палеоструктурный анализ (ПА). Этот метод исследует мощности отложений основных этапов осадконакопления для определения времени формирования складчатых структур и/или региональных движений платформы. При этом если ПА проводится для изучения перспектив нефтеносности региона, то необходимо учитывать также и время формирования залежей (миграции нефти). Первый этап ПА (период C1tl.1–C2ks.4) выявил рост локальных поднятий (амплитудой 15–25 метров) в пределах площади № 2, северо-
западной части площади № 3 и северной части площади № 4. Указанный рост связан с гравитационной тектоникой, подчеркивающей расположение фаменских рифов. Эти поднятия соответствуют современному структурному плану пластов C2ks.4 и P1k, что указывает на их конседиментационное происхождение. Следовательно, формирование структур началось задолго до формирования залежей нефти и продолжалось в постпермское время (рис. 3).
западной части площади № 3 и северной части площади № 4. Указанный рост связан с гравитационной тектоникой, подчеркивающей расположение фаменских рифов. Эти поднятия соответствуют современному структурному плану пластов C2ks.4 и P1k, что указывает на их конседиментационное происхождение. Следовательно, формирование структур началось задолго до формирования залежей нефти и продолжалось в постпермское время (рис. 3).
Рис. 3. Палеоструктурный анализ (C1tl.1–C2ks.4–P1k)
На втором этапе ПА (C2ks.4–P1k), охватывающем период формирования залежей, установлено общее поднятие северной части месторождения примерно на 100 метров. Это могло способствовать концентрации миграционных потоков данной области и созданию благоприятных условий для нефтенасыщения ловушек КТСК, территория площадей № 1 и № 2. Также фиксируется продолжение роста локальных поднятий (амплитудой 10–15 метров) на площади № 2
и северо-западной части площади № 3, обусловленных гравитационной тектоникой.
и северо-западной части площади № 3, обусловленных гравитационной тектоникой.
На третьем этапе ПА (P1k–н.в.) характер тектонических движений кардинально меняется по сравнению со вторым этапом. Отмечается воздымание южной части месторождения относительно северной примерно на 200 метров. Наибольший рост локальных поднятий (до 35 метров) наблюдается на площадях № 4 и № 3, тогда как на площади № 2 этот рост составляет 15–20 метров. Площадь № 1 оказалась наименее подверженной тектоническим деформациям.
Поскольку третий этап тектонических движений происходил после формирования залежей КТСК, то территории, подвергшиеся наибольшим деформациям, признаны наименее перспективными с точки зрения сохранения залежей из-за потенциального разрушения внутриформационных покрышек.
С учетом того что формирование залежей КПО уникального месторождения, как считается, происходило в пермское время, результаты ПА позволяют отнести территорию площади № 4 и южную часть площади № 3 к категории низкоперспективных. Это связано с тем, что они не находились в зоне, благоприятной для нефтегазонакопления, и подвергались наибольшим деформациям после формирования залежей. Территории площади № 2 и северо-западной части площади № 3 признаны слабоперспективными, поскольку процесс формирования структур происходил одновременно с миграцией нефти из НГМТ и продолжался после, а внутриформационные покрышки подвергались средним деформациям.
Таким образом, по результатам ПА наиболее перспективным участком, который не подвергался значительным деформациям и при этом находился в зоне, благоприятной для нефтенакопления (второй этап ПА), является северо-восточная часть месторождения (площадь № 1).
Анализ фациальной изменчивости
(кластерный анализ)
Карбонатные отложения пласта C2ks.4 в границах всего уникального месторождения формировались в одинаковых условиях мелководно-морского бассейна, относясь к единой фациальной зоне. В связи с ограниченным объемом кернового материала, классическое разделение территории на более детальные фациальные зоны затруднено [7–9]. Тем не менее, для определения наиболее перспективных участков для формирования залежей была выполнена кластеризация скважин на основе метода НГК (нейтронный гамма-каротаж), поскольку он отражает коллекторские свойства пласта и условия осадконакопления.
Применен метод агломеративной кластеризации, основанный на группировании скважин по схожести формы кривых НГК в интервале пласта C2ks.4.Степень схожести оценивалась коэффициентом корреляции Пирсона (Ккорр), рассчитанным попарно между всеми скважинами в пределах каждой площади.
Для площади № 2 было выделено 6 кластеров, для площади № 1 — 3 кластера, а для площадей № 3 и № 4 (кластеризация проводилась совместно) — 3 кластера. Анализ формы кривых НГК, характерных для выделенных кластеров в интервале части пласта с подтвержденной нефтеносностью по данным керна и результатов опробований, показал возможность объединения выделенных кластеров в две группы, различающиеся по степени развития фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). К группе 1 отнесены кластеры, у которых кривая Ангк (двойной разностный НГК) на геолого-статистическом разрезе (ГСР) ниже 0,15 усл. ед. (скважины с улучшенными ФЕС), а остальные кластеры были отнесены к группе 2 (с ухудшенными ФЕС).
Кластеры, входящие в группу 1, наиболее распространены на территории площадей № 1, № 3 и № 4. Таким образом, согласно результатам кластерного анализа, наиболее перспективными зонами для изучения нефтеносности пласта С2ks.4 являются северо-восточная часть месторождения, а также площади № 3 и № 4 (рис. 4).
Кластеры, входящие в группу 1, наиболее распространены на территории площадей № 1, № 3 и № 4. Таким образом, согласно результатам кластерного анализа, наиболее перспективными зонами для изучения нефтеносности пласта С2ks.4 являются северо-восточная часть месторождения, а также площади № 3 и № 4 (рис. 4).
Рис. 4. Применение кластерного деления при анализе фациальной изменчивости: а — принципиальная схема кластеризации данных с использованием коэффициента корреляции (Ккор); б — анализ фациальной изменчивости по площадям
В итоге совокупность методов для определения наиболее перспективного участка, включающая данные опробований, информацию по керну, результаты палеоструктурных построений, а также кластерного анализа (используемого для фациального районирования), позволила определить наиболее перспективный участок для дальнейшего изучения, а именно северо-восточную часть месторождения.
Уточнение интерпретационной
и петрофизической модели
Основным геофизическим методом для расчета открытой пористости и, соответственно, определения интервалов коллекторов на месторождении также является нейтронный гамма-каротаж (НГК). Однако за более чем 60 лет разработки оборудование для проведения исследований методом НГК претерпело ряд значительных технических изменений. В связи с этим при изучении каширо-подольских отложений была выявлена проблема влияния типа регистрирующего оборудования НГК на форму записи кривой [6].
Это может вносить существенные ошибки в определение интервалов коллекторов и расчет их ФЕС при интерпретации данных ГИС. Для решения этой проблемы была разработана методика нормировки показаний НГК на основе опорных скважин с качественным каротажем (после 1980 г. бурения), находящихся в той же фациальной зоне, что и нормируемые скважины. Всего по 4 площадям месторождения было проведено нормирование НГК в 7 156 скважинах, при этом использовано 787 опорных скважин. Надежность выбора опорных скважин подтверждается высоким коэффициентом корреляции между ними и нормируемыми скважинами (0,85–1). Такой подход позволяет учитывать латеральную изменчивость ФЕС пласта и корректно рассчитывать пористость, сопоставимую с керновыми данными. Нормировка НГК в скважинах, пробуренных до 1980 года, привела к корректировке пористости в сторону ее увеличения в среднем на 3 процентных пункта.
Данные лабораторных исследований керна пласта C2ks.4 (пористость Кп, проницаемость Кпр, остаточная водонасыщенность Кво) [10] подтверждают петрофизические зависимости, полученные в рамках научной работы «Создание альбома петрофизической информации терригенных и карбонатных отложений Республики Башкортостан. Литолого-петрофизическая модель отложений карбонатной толщи среднего карбона» (2018 г.) [11].
Методика выделения нефтенасыщенных толщин (ННТ) основывалась на керновых данных скважин 2В, 4В, 5В (рис. 1). Нефтенасыщенная толщина, определенная по данным керна, составляет ~1,0–1,2 метра. По результатам переинтерпретации ГИС мощность вновь выделенных нефтенасыщенных интервалов изменяется в пределах 0,8–1,2 метра, что соответствует керновому материалу. В процессе переинтерпретации данных ГИС рассчитывался коэффициент нефтенасыщенности (Кн), значения которого изменяются в диапазоне 40–90 %.
Низкие значения Кн, вероятно, связаны с влиянием зоны проникновения на значения удельного электрического сопротивления (УЭС) в интервалах коллекторов. Для оценки характера насыщения использовался метод Заляева (нормализация БК и НГК), а также учитывался тип промывочной жидкости, применявшейся при выполнении бокового каротажа (БК) [12].
Последний критерий важен, когда ННТ могут быть выделены ошибочно в скважинах, находящихся в погруженных структурах (глинистый раствор — повышающая зона проникновения), или не выделены в полном объеме (понижающая зона проникновения при БК на водно-солевом растворе).
Последний критерий важен, когда ННТ могут быть выделены ошибочно в скважинах, находящихся в погруженных структурах (глинистый раствор — повышающая зона проникновения), или не выделены в полном объеме (понижающая зона проникновения при БК на водно-солевом растворе).
Построение геологической модели.
Оценка запасов
В результате переинтерпретации ГИС пласта С2ks.4 с учетом структурного фактора была построена 2D геологическая модель участка детального изучения: выделены перспективные ловушки (40 залежей) на площади № 1; определены уровни условного водонефтяного контакта (УВНК); построены карты нефтенасыщенных толщин и пористости (рис. 5) [13].
Рис. 5. Пример оконтуривания залежи согласно структурному принципу: а — кровля коллектора пласта C2ks.4 (залежь 10а);
б — прогнозная карта ННТ; в — прогнозная карта пористости
б — прогнозная карта ННТ; в — прогнозная карта пористости
Составлен рейтинг залежей по величине начальных геологических запасов (НГЗ). Суммарно прогнозная величина НГЗ составляет 4,1 млн т. Для доизучения объекта С2ks.4 на площади № 1 сформирован перечень скважин-кандидатов, рекомендованных к опробованию (табл. 1).
Табл. 1. Рейтинг рекомендаций к опробованию
При составлении программы опробования учитывались технологические ограничения. Перечень скважин-кандидатов сформирован по степени приоритетности для проведения исследований. Предложения к опробованию обрискованы исходя из структурного плана. В наиболее высоких точках ловушек расположены скважины с высоким рейтингом (1), так как Кн имеет прямую корреляцию с высотой залежи и будет выше в максимально приподнятых ее частях. Из рассмотренных 250 скважин всего к опробованию рекомендована 21 скважина (рис. 6).
Рис. 6. Формирование рейтинга скважин-кандидатов на опробование (геологическая основа — карта нефтенасыщенных толщин)
В условиях завершающей стадии разработки зрелых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции внедрение нетрадиционных подходов для поиска участков с потенциалом открытия новых залежей или расширения существующих контуров нефтеносности приобретает особую значимость.
В рамках исследования успешно апробированы и применены новые технологии и подходы: кластерный анализ по кривым НГК, палеоструктурный анализ для оценки перспективности территории, интерпретация ГИС с учетом данных о литологии и структуре порового пространства на основе кернового материала, а также оценка влияния типа бурового раствора на определение характера насыщения пластов. Поиск залежей осуществлялся с учетом новой концептуальной геологической модели, предложенной в 2021 году.
Перспективы использования данных подходов заключаются в возможности выявления наиболее перспективных участков для геологоразведочных работ с помощью палеоструктурного анализа и ускорения процесса оценки изменчивости ФЕС с использованием кластерного анализа, что особенно актуально для месторождений с большим фондом скважин.
В рамках исследования успешно апробированы и применены новые технологии и подходы: кластерный анализ по кривым НГК, палеоструктурный анализ для оценки перспективности территории, интерпретация ГИС с учетом данных о литологии и структуре порового пространства на основе кернового материала, а также оценка влияния типа бурового раствора на определение характера насыщения пластов. Поиск залежей осуществлялся с учетом новой концептуальной геологической модели, предложенной в 2021 году.
Перспективы использования данных подходов заключаются в возможности выявления наиболее перспективных участков для геологоразведочных работ с помощью палеоструктурного анализа и ускорения процесса оценки изменчивости ФЕС с использованием кластерного анализа, что особенно актуально для месторождений с большим фондом скважин.
В результате проведенного комплексного анализа нефтеносности пласта C2ks.4 на уникальном месторождении были получены следующие ключевые результаты.
1. С целью повышения точности интерпретации данных проведена нормализация данных нейтронного гамма-каротажа (НГК), что позволило скорректировать пористость и снизить влияние погрешностей при смене оборудования.
2. Интеграция данных опробований, палеоструктурного и кластерного анализа позволила выделить наиболее перспективный участок для детального изучения — северо-восточную часть месторождения, характеризующуюся лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и повышенной концентрацией нефтенасыщенных интервалов.
3. Переинтерпретация данных ГИС позволила определить нефтенасыщенные интервалы, согласующиеся с результатами керновых исследований, с коэффициентом нефтенасыщенности 40–90 %.
4. На основе полученных данных была создана геологическая модель участка и определены 40 перспективных залежей с суммарными геологическими
запасами 4,1 млн тонн. Также разработана программа доизучения объекта C2ks.4 с рекомендациями по опробованию в 21 скважине. С учетом рекомендаций скважина х10 была опробована в 2025 г.,
отобрано 26,5 м3, получен пластовый флюид следующего состава: густая нефть + вода 1,14 г/см3 при обводненности 20 %.
В ходе работы разработан новый подход применительно к объекту C2ks.4 рассматриваемого месторождения, объединяющий традиционные методы интерпретации ГИС с современными технологиями кластеризации и палеоструктурного анализа, что значительно сокращает сроки оценки ресурсного потенциала и обосновывает поиск пропущенных залежей. В соответствии с этим рекомендуется внедрение разработанных подходов на аналогичных месторождениях Волго-Уральского региона для оптимизации программы геологоразведочных работ и повышения точности прогнозирования запасов углеводородов.
1. С целью повышения точности интерпретации данных проведена нормализация данных нейтронного гамма-каротажа (НГК), что позволило скорректировать пористость и снизить влияние погрешностей при смене оборудования.
2. Интеграция данных опробований, палеоструктурного и кластерного анализа позволила выделить наиболее перспективный участок для детального изучения — северо-восточную часть месторождения, характеризующуюся лучшими фильтрационно-емкостными свойствами и повышенной концентрацией нефтенасыщенных интервалов.
3. Переинтерпретация данных ГИС позволила определить нефтенасыщенные интервалы, согласующиеся с результатами керновых исследований, с коэффициентом нефтенасыщенности 40–90 %.
4. На основе полученных данных была создана геологическая модель участка и определены 40 перспективных залежей с суммарными геологическими
запасами 4,1 млн тонн. Также разработана программа доизучения объекта C2ks.4 с рекомендациями по опробованию в 21 скважине. С учетом рекомендаций скважина х10 была опробована в 2025 г.,
отобрано 26,5 м3, получен пластовый флюид следующего состава: густая нефть + вода 1,14 г/см3 при обводненности 20 %.
В ходе работы разработан новый подход применительно к объекту C2ks.4 рассматриваемого месторождения, объединяющий традиционные методы интерпретации ГИС с современными технологиями кластеризации и палеоструктурного анализа, что значительно сокращает сроки оценки ресурсного потенциала и обосновывает поиск пропущенных залежей. В соответствии с этим рекомендуется внедрение разработанных подходов на аналогичных месторождениях Волго-Уральского региона для оптимизации программы геологоразведочных работ и повышения точности прогнозирования запасов углеводородов.
1. Баймухаметов К.C., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 424 с.
2. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 368 с.
3. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. Уфа: БашНИПИнефть, 2012. 704 с.
4. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. Уфа: БашНИПИнефть, 2015. 704 с.
5. Бембель С.Р. Методика выявления и доразведки малоразмерных и сложнопостроенных залежей углеводородов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010. № 5. С. 6–9.
6. Леонтьевский А.В., Гареев А.Т., Минигалиева Г.И., Гаделева Д.Д., Привалова О.Р. Особенности геологического строения каширо-подольских отложений уникального Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2024. № 9. С. 50–55.
7. Привалова О.Р., Аминева Г.Р., Шуматбаев К.Д., Бурикова Т.В.,
Аликаева Л.Р. Уточнение петрофизической модели коллектора каширо-подольских отложений Арланского месторождения // Актуальные научно-технические решения для разведки нефтедобывающего потенциала для ПАО АНК «Башнефть». Выпуск 124. Уфа: БашНИПИнефть, 2016. С. 98–102.
8. Бурикова Т.В., Савельева Е.Н., Хусаинова А.М., Привалова О.Р. и др. Литолого-петрофизическая типизация карбонатных пород отложений среднего карбона (на примере месторождений северо-западной части Башкортостана) // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 18–21.
9. Тимерханов Р.Ф., Вагизов А.М., Файзова И.М., Швецова Н.Н. и др. Интеграция новых данных и повышение точности прогнозирования при создании геолого-гидродинамической модели каширо-подольских карбонатных отложений Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2025. № 8. С. 42–47.
10. Timerkhanov R.F., Vagizov A.M., Yakupov R.F., Mukhametshin V.Sh., Garifullina Z.A., Gizzatullina A.A. Optimization of the predictive capabilities of the geological and hydrodynamic model, taking into account the refinement of the geological structure of the carbonate object. SOCAR Proceedings, 2025, issue 4, P. 73–80. (In Eng).
11. Привалова О.Р., Ганеева А.И., Леонтьевский А.В., Минигалиева Г.И.
Типизация карбонатных пород среднего карбона по структуре пустотного пространства для решения задач контроля разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2023. № 8. С. 30–35.
12. Вендельштейна Б.Ю., Козяра В.Ф., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. 261 с.
13. Бжицких Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа. Томск: Томский политехнический университет, 2011. 263 с.
2. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 368 с.
3. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. Уфа: БашНИПИнефть, 2012. 704 с.
4. Лозин Е.В. Геология и нефтеносность Башкортостана. Уфа: БашНИПИнефть, 2015. 704 с.
5. Бембель С.Р. Методика выявления и доразведки малоразмерных и сложнопостроенных залежей углеводородов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2010. № 5. С. 6–9.
6. Леонтьевский А.В., Гареев А.Т., Минигалиева Г.И., Гаделева Д.Д., Привалова О.Р. Особенности геологического строения каширо-подольских отложений уникального Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2024. № 9. С. 50–55.
7. Привалова О.Р., Аминева Г.Р., Шуматбаев К.Д., Бурикова Т.В.,
Аликаева Л.Р. Уточнение петрофизической модели коллектора каширо-подольских отложений Арланского месторождения // Актуальные научно-технические решения для разведки нефтедобывающего потенциала для ПАО АНК «Башнефть». Выпуск 124. Уфа: БашНИПИнефть, 2016. С. 98–102.
8. Бурикова Т.В., Савельева Е.Н., Хусаинова А.М., Привалова О.Р. и др. Литолого-петрофизическая типизация карбонатных пород отложений среднего карбона (на примере месторождений северо-западной части Башкортостана) // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 18–21.
9. Тимерханов Р.Ф., Вагизов А.М., Файзова И.М., Швецова Н.Н. и др. Интеграция новых данных и повышение точности прогнозирования при создании геолого-гидродинамической модели каширо-подольских карбонатных отложений Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2025. № 8. С. 42–47.
10. Timerkhanov R.F., Vagizov A.M., Yakupov R.F., Mukhametshin V.Sh., Garifullina Z.A., Gizzatullina A.A. Optimization of the predictive capabilities of the geological and hydrodynamic model, taking into account the refinement of the geological structure of the carbonate object. SOCAR Proceedings, 2025, issue 4, P. 73–80. (In Eng).
11. Привалова О.Р., Ганеева А.И., Леонтьевский А.В., Минигалиева Г.И.
Типизация карбонатных пород среднего карбона по структуре пустотного пространства для решения задач контроля разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2023. № 8. С. 30–35.
12. Вендельштейна Б.Ю., Козяра В.Ф., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1990. 261 с.
13. Бжицких Т.Г. Подсчет запасов и оценка ресурсов нефти и газа. Томск: Томский политехнический университет, 2011. 263 с.
Швецова Н.Н., Тимерханов Р.Ф., Вагизов А.М., Леонтьевский А.В., Пиденко А.В., Минкаев В.Н.
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть, Уфа, Россия;
ПАО АНК «Башнефть», Уфа, Россия
vagizovam@rn-gir.rosneft.ru
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть, Уфа, Россия;
ПАО АНК «Башнефть», Уфа, Россия
vagizovam@rn-gir.rosneft.ru
Информационную базу исследования составили данные геофизических исследований (ГИС)
из 7 943 скважин и результаты анализа керна из 57 скважин (5 современных и 52 архивных) по пласту C2ks.4. Методология работы включала нормализацию исторических данных нейтронного гамма-каротажа (НГК) для устранения погрешностей измерений, а также комплексный анализ перспектив территории с применением палеоструктурного и кластерного методов для фациального районирования.
из 7 943 скважин и результаты анализа керна из 57 скважин (5 современных и 52 архивных) по пласту C2ks.4. Методология работы включала нормализацию исторических данных нейтронного гамма-каротажа (НГК) для устранения погрешностей измерений, а также комплексный анализ перспектив территории с применением палеоструктурного и кластерного методов для фациального районирования.
кластерный анализ, типизация коллекторов, геологическая модель, коррекция аномалий каротажа, керновые исследования
Швецова Н.Н., Тимерханов Р.Ф., Вагизов А.М., Леонтьевский А.В., Пиденко А.В., Минкаев В.Н. Комплексный подход к изучению нефтеносности пласта С2ks.4 уникального месторождения
северо-запада Республики Башкортостан // Экспозиция Нефть Газ. 2026. № 2.
С. 50–56. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-50-56
северо-запада Республики Башкортостан // Экспозиция Нефть Газ. 2026. № 2.
С. 50–56. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-50-56
05.03.2026
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-50-56
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-50-56
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84