Борисов А.Г., Фролова Е.В. Литолого-петрографическая класификационная модель ачимовских коллекторов Уренгойского метсторождения
реклама
литолоrо-пет110Физичеснав нлассиФинационнав мо11ель ачимовсних ноллентооов Уоенrойсноrо место11ож11енив УДК622.276.1/.4:55 А.Г. Борнсов(ООО «ТюменНИИгипрогаз», РФ, Тюмень), Е.В. Фролова(Уральский государственный горный университет, РФ, Екатеринбург) E-mail: borisov@tngg.ru µ ----- ----------- ---------- Сложные ноллентор1,1 нефти и газа представляют все 6ол1,ший интерес для до61,1вающих номпаний. Однано изучение и энсплуатацин таних залежей сопрнжены с рядом сер1,езн1,1х проблем. В частности, для них не приемлемы традиционные Физино-литолоrичесние модели, что требует поисна более сложн1,1х и науноемних решений. В данной стат1,е рассматриваются ачимовснне отложеннн Vренrойсноrо района, ноторые снл1,но осложнен1,1 неоднородностями тен­ стурно-лнтолоrнчесноrо харантера. На данный момент достоверност1, прогноза Фнл1,трационно-емностных свойств rеофизичесними методами в ачимовсних отложеннх очен1, низна. Лроведеннан работа позволяет лучше поннт1, строение и особенности данн1,1х пород. Авторами проведен номпленсн1,1й анализ литолоrнчесних и петрофнзичесних свойств данных отложений. А в начестве одного из перспентнвных решений рассмотрена лнтолоrо-петрофнзнчеснан модел1,, основанная на нспол1,зован11и моднфнцнрованноrо индинатора зоны потона (FZl2J, ноторан может 61,1т1, нспол1,зована нан для прогноза проницаемости отложений по rеофизнчесннм методам, тан и для построения rеолоrичесних и rндродинамичесних моделей залежей. о ------------- - Ключевые слова: литология, петрография, петрофизика, классификация, модель, FZI. сновной причиной несоответствия ожидаемых и получаемых притоков из потенциально продуктивных пла­ стов является несовершенство промысло­ во-геофизических методов исследований. В свою очередь, эти методы опираются на заложенные в них петрофизические мо­ дели, связывающие геофизические свойства (радиационные, электрические, акустиче­ ские и т. д.) с коллекторскими (пористость, проницаемость, насыщение и т.д.). Если для относительно простых верх­ немеловых коллекторов Западной Сибири вполне приемлемы классические модели, разработанные в советскую эпоху, то для неоднородных глубокозалегающих сильно метаморфизованных отложений они мало­ пригодны. С другой стороны, шаблонное копирование зарубежных подходов, отрабо­ танных на месторождениях Северного моря и Персидского залива, также не приносит большого успеха. Поэтому необходима разработка усовершенствованных моде­ лей, адаптированных к конкретному типу отложений. ОБЩАЯ ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОТЛОЖЕНИЙ Потенциально продуктивными ачимов­ скими резервуарами на Уренгойском ме­ сторождении являются пласты Ач3, Ач4 и Ач5, представленные в основном переслаиванием песчаников, алевролитов и непроницаемых аргиллитов. Кроме того, разрез пачки ослож­ нен интервалами карбонатизации. Строение ачимовской пачки крайне неоднородное как по глубине, так и по простиранию. Пласты имеют линзовидный характер залегания с характерными оползневыми структурами и текстурами брекчирования. Песчаники ачимовских пластов сероцвет­ ные, преимущественно мелкозернистые, алевролиты крупнозернистые, аркозового состава, средне- и крепкосцементирован­ ные глинистым и карбонатно-глинистым цементом, часто известковистые, однородные и слоистые. Встречается значительное количество углистого детрита. Одновременно с сохранением высоких емкостных свойств коллекторы ачимовских отложений характеризуются низкими филь­ трационными характеристиками. Этому способствует сложность структуры пустот­ ного пространства коллекторов, которую обусловили следующие факторы: высокая глинистость, низкая отсортированность и беспорядочная упаковка обломочного материала, гнездовидное распределе­ ние карбонатного материала, и особенно крустификационное строение хлоритовых пленок на поверхности пор и зерен и т. п. Изучение структур пустотного про­ странства, проведенное по эквивалентным значениям диаметра пустот (эквивалент круг), показывает, что большинство пустот в породе укладывается в диапазон экви­ валентных диаметров 25-125 мкм. Макси­ мальные размеры пустот в эквивалентном диаметре составили 160-200 мкм. Распре­ деления пустот по размерам, как правило, газовая промышnенность № в, 2 о 1 4 rеовоr1я I разработка местороН1ден1i мономодальные, но достаточно пологие, что свидетельствует о том, что, несмотря на преобладание в породе числа мелких пор, больший вклад в пористость вносят поры более крупного размера. По данным петрографического изучения шлифов, структура песчаников в основном тонкозернистая, реже тонкомелкозернистая, мелкозернистая. Сортировка преимущественно средняя, реже хорошая. Содержание кварца колеблется в пределах 38-72 %, полевых шпатов - 7-51 %, обломков пород 6-28 %. Вторичные изменения полевых шпатов наблюдаются в виде небольшого количества чешуек серицита, глинистого вещества. Присутствуют также единичные зерна глауконита, но его распределение носит неравномерный характер. Среди акцессорных минералов в изученных шлифах наблюдаются апатит, циркон, эпидот, цоизит, пирит. Цемент контурный, поровый закрытый и открытый, чаще всего представлен хлоритом, гидрослюдами, карбонатом (кальцит), редко каолинитом. В большинстве изученных шлифов присутствует органическое вещество в виде пятен и прожилков, а также тонкорассеянного органического вещества, подчеркивающего характер слоистости. В изученных отложениях встречается карбонатный цемент, его содержание незначительно, не превышает 4-7 % (по шлифам - 2-3 %, в единичных образцах - до 1О%). Он представлен кальцитом, выполняющим отдельные поры или небольшие группы пор. При таком низком содержании и гнездовидном распределении в породе он, скорее, несет положительную нагрузку в коллекторах, так как укрепляет скелет и препятствует уплотнению пород с глубиной, незначительно ухудшая емкостные параметры коллектора. В некоторых шлифах наблюдаются элементы микротектоники, выражающиеся в виде смещения частей зерен полевых шпатов относительно друг друга, что, возможно, является свидетельством происходящих в ачимовской толще процессов разуплотнения пород. Анализ глинистой составляющей пород (рентгеноструктурный метод) показал, что она представлена в основном хлоритом (до 97 %). Лишь в пласте Ач5 , в котором изобилуют тонкие глинистые прослои, в цементе присутствует заметное количество гидрослюд (до 12 %). Как видно по шлифам, хлорит распределен в породе в виде тонких пленочек на поверхности зерен и пор. Зачастую эти хлоритовые пленочки, щеточки имеют крустификационную структуру, что подтверждается результатами сканирующей электронной микроскопии. Их образование, вероятно, связано с ранним диагенезом осадка в среде мелководья, что впоследствии препятствовало уплотнению пород с глубиной и способствовало сохранению коллекторских свойств. Из результатов гранулометрического анализа песчаников ачимовской толщи следует, что в составе исследуемых пород преобладают тонкозернистые песчаники, меньше распространены песчаники тонкомелкозернистые и алевролиты крупнозернистые. Преобладающая часть пород имеет хорошую сортировку. Реже распространены отложения со средней сортировкой. Полученные кривые распределения одномодальны, данный факт свидетельствует об относительно активных динамических режимах среды осадконакопления. Исследования микроструктуры и морфалогии частиц и пустот в породе при помощи сканирующего электронного микроскопа свидетельствуют о наличии сложной структуры пустотного пространства, крустификационного хлоритового цемента, хлоритизации, гидрослюдизации поверхности зерен, новообразований кварца, недоуплотнения породы, разрушения и хлоритизации полевых шпатов, трещин напряжения в полевых шпатах. ПОСТРОЕНИЕ литолоrоПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ К ак уже упоминалось выше, к сложным коллекторам неприменимы простые модели. В частности, к ачимовским отложениям малоприменимы классические методы прогноза проницаемости и по ГИС. В последнее время в зарубежной и отечественной практике приобретает популярность разбивка сложных коллекторов на единицы гидравлического потока (HFU)нa основании индикатора зоны потока (FZI). Разработанный коллективом авторов из компании Core Laboratories и Оклахомского университета данный подход был отработан на ряде месторождений мира [1]. В его концепции лежит выделение литологических типов пород с близкими характеристиками парового пространства. Согласно ей геометрия пора- вого пространства обусловлена седимента­ ционными и диагенетическими процессами и напрямую связана как со статическими (пористость, структура парового простран­ ства), так и динамическими (абсолютная и фазовые проницаемости, капиллярные свойства) параметрами резервуара. Кроме того, концепцией предусматривается существование в резервуаре отдельных его частей (прослоев), функционирующих как самостоятельные гидравлические едини­ цы. Причем эти единицы носят сплошной и протяженный характер. Таким образом, породы можно класте­ ризовать (разделять) на некие кластеры, которые получили название единиц гидрав­ лического потока (HFU). Каждая единица определяется как представительный эле­ ментарный объем породы, внутри которого геологические и петрофизические свойства, влияющие на течение жидкости, взаимно согласованы и предсказуемо отличны от других пород [1-6]. В пределах каждого кластера породы должны характеризоваться близкими значе­ ниями некого параметра. В качестве такого параметра авторами был предложен FZI, который представляет собой отношение индекса качества коллектора (RQI) к отно­ сительной (у авторов нормализованной) пористости q,, и определяется по формуле [1, 3] ( 1) где К" - пористость, доля ед.; Кпр - проницаемость, 1о-з мкм2 • По мнению авторов, породы с близким значением FZI должны характеризоваться близкими условиями формирования, соста­ вом и свойствами, в том числе структурой парового пространства [1-3]. Если же углубиться в физический смысл форму­ лы, то ее числитель представляет собой величину, пропорциональную среднему диаметру паровых каналов в породе. Таким образом, породы с одинаковым FZI - это отложения, в которых диаметр пор увели­ чивается пропорционально относительной пористости. Представить такое довольно сложно, поскольку физически правильной является зависимость, когда пористость 13 увеличивается пропорционально квадрату диаметра пор. Тем не менее предложенное авторами соотношение согласуется с теоретической формулой Козени - Кармэна и потому было принято к использованию. С другой точки зрения, FZI является неким аналогом проницаемости, поскольку у пород с проницаемостью выше 1 • 1о-з мкм2 его величина сильно зависит от проницаемости и очень слабо от пористости, что подтверждается на практике. Следует также заметить, что коллекторы, рассмотренные авторами FZI, в большинстве своем имели проницаемость более 1 • 1о-з мкм2 • Таким образом, разделение пород на классы по FZI во многом аналогично классфикации Ханииа. В целом же формула FZI - как и формула Козени - Кармэна, основывается на модели фиктивного коллектора, которая далеко не всегда адекватна реальной си­ стеме пор. Из-за этого применение данной технологии не всегда приносит эффект. Одна из основных проблем применения FZI заключается в том, что для низкопрони­ цаемых песчано-алевритовых отложений Западной Сибири свойственно наличие изгиба на зависимости «пористость - про­ ницаемость». В результате чего в одну HFU попадают коллекторы разных классов, т. е. с принципиально разными свойствами. Это в корне нарушает концепцию гидравлических единиц. Для устранения данного недостатка и адаптации формулы к ачимовским отложениям в нее были внесены некоторые изменения. Вместо обычной газопроницаемости пород была использована эффективная газопроницаемость в пластовых условиях, а в знаменателе вместо обычной пористости - пористость скелета в пластавых условиях, которая представляет собой сумму пористости в пластовых условиях и объемной глинистости ,---l FZ 2= Использование э ффективной газо­ проницаемости в пластовых условиях обусловлено тем, что данный параметр отражает реальную способность отложений пропускать через себя полезный флюид-газ. Использование пористости в пластовых условиях обусловлено тем, что данный параметр определяется непосредственно по методам ГИС. Замена обычной пористо­ сти пористостью скелета породы не имеет глубокой теоретической основы, но на практике это позволило избежать попадания низкопроницаемых и высокопроницаемых отложений в одни и те же HFU. Для опробования модели были проанализированы литолого-петрофизические данные по скважине с широким диапазонам изменения проницаемости. При этом дополнительно были выполнены исследования гранулометрической глинистости (пипеточным методом). Всего было выделено шесть HFU. Ос­ новные петрофизические, геофизические и литологические параметры всех HFU представлены в виде табл. 1 и рис. 1. Рассматривая средние значения свойств, можно выделить основные тенденции. Так, с увеличением номера HFU происходит рост пористости, проницаемости, интервального п К р п г(эф пJ Кп(],л) 0,0314 Кп1с,пп) 1-Кп�с,пл J �- 0,0314 кпрг(эфпл) кп(пл) Кп1пл1 +К,л (2) 1 -Кп(пл) -К,л где кп г(эфnл) - газопроницаемость в пласто­ р вых условиях, 1о-з мкм 2; кп(пл - пористость ) в пластовых условиях; кn(ск пл) - пористость скелета в пластовых условиях; К,л - объем­ ная глинистость. Сводная литолого-геофизическая характеристика единиц гидравлического потока Геофмзмчесае • петрофмзмчесuе параме тры НFU 2 3 0-0,133 0,133-0,175 0,175-0,257 0-0,19 0,08 2,08-21,48 15,03 1,19-14,28 0,29-0,65 0,63-1,54 1,0 19,18-20,97 20,05 1,91-6,13 5 6 0,258-0,330 0,330-0,468 D,468-0,583 1,38-2,56 1,97 19,74-20,97 20,32 1,63-6,05 3,91 278 278 9,32-12,06 10,35 2,26-2,33 2,31 5,81-6,41 6,11 20,95 27-29,3 27,9 28 1,38-5,7 3,2 17,92-21,76 20,31 1,80-5,39 3,36 257-283 269 8,63-11,27 10,03 2,26-2,36 2,3 5,11-7,27 5,94 21,69-24,47 24,2-29,2 26,4 36 4,92-8,42 4 FZl2 к. IОФ "1 , 1 о-змкм2 Средневзвешенное значение, 1о-змкм2 к�.,,,% Средневзвешенное значение,% к,.,% Средневзвешенное значение, % тр,МКС/М Средневзвешенное значение,мк с/м y(U), ppm Средневзвешенное значение, ppm о, Г/СМ3 Средневзвешенное значение, r/ см' УЭС,..м, Ом.м Средневзвешенное значение, Ом-м УЭС,., .,,ом.м ., к,.,% Средневзвешенное значение,% Мdп,мкм 6,47 243-272 257 8,54-14,99 12,19 2,20-2,67 2,42 5,49-79,54 16,48 15,39-19,35 38,0-77,0 47,5 23 0,43 18,66-20,39 19,45 1,89-5,65 3,53 271-274 273 9,63-12,74 11,45 2,29-2,37 2,33 6,09-7,21 6,88 20,2 32,3-35,9 34,3 23 3,98 267-284 275 9,95-13,26 11,32 2,29-2,39 2,33 5,93-6,74 6,4 19,57-23,52 28,8-32,4 30,6 25 6,69 20,34-21,83 21,22 0,90-4,98 3,61 285 285 10,0-11,12 10,30 2,29-2,35 2,31 5,09-5,72 5,31 26,17 23,0-24,7 23,8 45 rазован промышnенность №В, 2 О 1 4 reonor1н I разработка месторо111ден1i времени пробега продольных волн, изо­ гнутости кривой капиллярного давления, размеров пор, размеров зерен, степени сортировки и удельного электрического сопротивления газонасыщенных пород. Вместе с тем происходит снижение гли­ нистости, гамма-активности, остаточной водонасыщенности, плотности и удельного электрического сопротивления водонасы­ щенных пород. Вид породы Шлиф ПОЛОЖЕНИЕ HFU НА ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ЗАВИСИМОСТЯХ Статистический анализ данных пока­ зал, что наиболее легко на зависимостях �еляются породы HFU 1, все остальные -•дравлические единицы имеют сущест­ ;счное перекрытие по петрофизическим ·зойствам, что отчетливо видно из табл. 1. :. целом же наиболее кореллируемыми : ;Fu параметрами в ачимовских отложе- ,ях являются проницаемость, глинистость радиоактивность. Поскольку основной ..,елью выделения гидравлических единиц =:вляе:rся достоверный прогноз проницае­ ости, заострим внимание на корреляциях _ ее участием. Наиболее хорошая корреляция про­ ицаемости (эффективная в пластовых словиях) наблюдается с радиоактивно­ стью (рис. 2, а), которая в первую очередь обусловлена глинистостью пород. Однако с глинистостью корреляция намного хуже см. рис. 2, б). такое различие говорит в первую очередь о плохой зависимости между радиоактивностью и гранулометрической глинистостью, определяемой в лаборатории, что обусловлено двумя факторами: • несовершенством лабораторных методов определения глинистости, которые не позволяют учитывать глинистые агрегаты крупных размеров и глинистые минералы, крепко «приросшие» к зернам кварца и полевых шпатов; • неравномерностью адсорбции радиоактивного вещества на глинистых минералах. Так, в чисто глинистом прослое адсорбция радиоактивного вещества идет в разы медленнее, чем на глинистых пленках, покрывающих зерна песчаника. Таким образом, можно полагать, что радиоактивный метод более точно отра- Поры (по шлифу) Морфология (РЭМ) 1 . '.-! , . �- 1 :-(. > ..... ,. ,;. . , i • " -'! 1 -, • ,:.,. ' , �· = .....-.r �. 1 ..,,,.. •>:...,�._.. r :... \ ..·�..-�.... � ! ·... � .. ..• ''...,. ', ·•·' �- , .'· .. ,# ' , ' Рис. 1. Вид пород, характерных дnя разnичкых HFU жает объемное содержание глинистых минералов, чем гранулометрия. В то же время корреляция радиоактивности с проницаемостью также оставляет желать лучшего. Это можно объяснить тем, что на проницаемость влияет не только объемное содержание глинистых минералов, но и характер их распределения. Тонкие глинистые намывы занимают незначительный объем в песчанике, но при этом сводят практически на ноль его проницаемость. В то же время структурные глинистые зерна могут занимать больший объем в породе, незначительно снижая ее проницаемость. Тем не менее на рис. 2, б отчетливо видно, что при гранулометрической глинистости выше 6 % породы однозначно являются не- коллекторами. Это значение можно считать критической глинистостью. ИДЕНТИФИКАЦИЯ HFU по МЕТОДАМ ГИС г лавной проблемой внедрения моделей, основанных на HFU, является их выделе­ ние в реальном пласте по геофизическим данным. Разделение коллектора на HFU искусственная операция, не имеющая фундаментальной физической основы, вследствие чего не существует универ­ сального алгоритма идентификации HFU по методам ГИС. Такие алгоритмы разрабатываются индивидуально для каждого месторождения путем многофакторного 15 r -------------� б а "'::! ::! 10 "'::! ::! о о � � � � w 10 w 0,1 5 10 0,01 0,001 0,0001 20 15 10 к,.,% 0,1 y(U), ppm ◊ -HFU 1 -HFU2 -HFUЗ -HFU4 ◊ -HFU5 -HFU6 - - Основной тренд 0,01 0,001 -HFU 1 -HFU2 -HFU 3 -HFU4 -HFU5 -HFU6 - - Основной тренд □ □ □ □ 0,0001 Рис. 2. Корепnнции зффективкоii проницаемости в nnастовых усnовиях с радиоактивностью (а) и грануnометрическоii rnинистостью (61 корреляционного анализа геофизических свойств пласта. Как правило, в результа­ те такого анализа создаются уравнения, позволяющие приблизительно рассчитать индикатор FZI по показаниям трех или более методов ГИС. Другой подход заключается в использовании самообучающихся нейро­ сетевых алгоритмов. Третий подход основан на прямой идентификации HFU по геофи­ зическим параметрам, минуя расчет FZI по ГИС. Данный подход рекомендуется для ачимовских отложений, потому что в высо­ конеоднородных отложениях обнаружить корреляции методов ГИС с искусственным параметром FZI весьма проблематично. В та­ ких случаях можно выделить облака точек, характерных для каждой HFU. Впоследствии при интерпретации ГИС можно определять вероятность принадлежности конкретных пропластков в каждой HFU и таким образом выбирать наиболее вероятную HFU. Однако проведенный анализ показал, что облака точек у разных HFU в ачимов­ ских отложениях сильно перекрываются, за исключением HFU 1. Поэтому однозначно выделять гидравлические потоковые едини­ цы не представляется возможным. Можно лишь определить вероятность попадания той или иной породы в конкретную HFU. Для этого необходимо построение вероятност­ ных графиков по каждому определяемому напрямую геофизическому параметру. При интерпретации ГИС по каждому параметру должны быть вычислены вероятности при­ надлежности пропластка к различным HFU по разным геофизическим параметрам. Пропластку должна быть присвоена HFU, сумма вероятностей принадлежности к которой максимальна. Таким образом, предложенная новая ли­ толого-петрофизическая модель ачимовских отложений на основании усовершенствованнаго индикатора зоны потока может использоваться как для прогноза проницаемости отложений по геофизическим методам, так и для построения геологических и гидродинамических моделей залежи. Установлено, что гранулометрическая глинистость недостоверно отражает объемное содержание глинистого материала в ачимовских отложениях из-за того, что полностью отделить глинистые частицы от прочих минералов очень трудно. Кроме того, в ачимовских отложениях присутствует большое количество обломков неглини­ стых минералов, попадающих в глинистую фракцию. Тем не менее установлено суще­ ствование критической глинистости, превы­ шение которой делает породу однозначно неколлектором. Существенное влияние на проницае­ мость ачимовских отложений оказывает слоистая неоднородность, влияние кото­ рой невозможно учесть геофизи�ескими параметрами, поскольку решающую роль играет не объем, а форма непроницаемых глинистых слойков. Особенно сильное влияние текстурных факторов наблюдается в зоне рискованных коллекторских свойств ( единица гидравлического потока Н FU 1). Выделение гидравлических единиц по геофизическим методам весьма затруднительно из-за сильного влияния слоистой неоднородности. Данный фактор сильно затрудняет внедрение описанной технологии. Для идентификации единиц необходимо применять вероятностный анализ. Также технология не работает в полностью карбонатизированных интервалах. При интерпретации ГИС такие интервалы необходимо выделять по аномально высо­ ким сопротивлениям и рассматривать как неколлекторы. Список литературы 1. Amaefule J.O., Altunbay М., ТiаЬ О, Kersey D.G. and Keelan О.К. Enhanced Reservoir Description: Using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeabllity in uncored intervals/wells // SPE 26436, presented at 68th Ann. Tech. Conf. And Exhiblt., Houston, Тх. 1993. 2. Basoi R.E., Shanin N., Dawood S. Е. Reservoir rock typ­ ing from crest to flank is there а link // SPE paper 117728, presented at the 2008 Abu DhaЬi lnternational Petroleum Газован nромыwnенность № в, 2 о 1 4 reonor1н I разраlотка месторо1аеН1i Exhibltion and Conference. November 3-6. 2008. UAE, АЬu Dabl, 2008. - 22 р. 3.Kaseem A.L., Mike О.О. A robustApproachto flowunit zonat ion// SPE paper 98830, presented atthe 29th Annual SPE lnternational Technical Conference and Exhibltion in дЬujа. August 1-3. 2005. Nigeria, Abuja, 2005. - 15 р. � Мангаэеев В. П., Белозеров В. Б. Методика отобра­ . ения в цифровой геологической модели литолого- фациальных особенностей терригенного коллектора// Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 5. -С. 66-70. 5. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Методика комплекс­ ного анализа данных керна и ГИС с целью литологи­ ческой классификации терригенных коллекторов// Каротажник. - 201 О. - № 2. -С. 83-128. 6. Чернова О. С., Клименко А. В. Моделирование ли­ толого-nетрографической зональности Двуреченско- Крапивинской зоны нефтегазонакопления// Литология и геология горючих ископаемых: межвузовский науч. тем. сб. / Под ред. В.П. Алексеева- 2009. - Вып. 3. 99-110. 7. Борисов А.Г., Медведский Р.И. Метод капил­ лярных палеток для создания моделей ачимовских отложений // Газовая промышленность. - 201О. №12. -С. 27-32. с. tithologlc and petrophysical classification model for Urengoy field's Achimov play Borisov A.G. (000 TyumenNl/giprogaz, RF, Туитеп'), Frolova E.V. (Ига/ State Mining University, RF, Ekaterinburg) E-mail: borisov@tngg.ru :ria11enging oil and gas reservoirs are increasingly focal for producers. However, the studies and ;;.'l)lo1tation of such deposits are associated with а number of serious issues. ln particular, com­ -on physical and lithological models appear поt ассерtаЫе, thereby calling for more complex and ;;c�nology-intensive solutions to Ье found. This paper discusses Achimov plays in Urengoy field, "ICh are largely complicated Ьу textural and lithological irregularities. А! the moment, Achimov -roperties forecastaccuracy remains very poorwhen common geophysical methods are used. This ;.xty is intended to help better understand the Achimov structure and its individual aspects. The �rs conducted comprehensive analysis of lithological and petrophysical properties. As опе of -;)1111sing solutions, they considered а lithological and petrophysical model based оп а modified zone indicator (FZl2) which is believed useful when predicting permeaЫlity from geophysical ;i.rts and constructing static and dynamic reservoir models. eywords: lithology, petrography, petrophysics, classification, model, FZI, Achimov play, Urengoy. �eterences :.maefule J.O., A�unbay М., Tiab D, Kersey D.G., Keelan D.K. Enhanced Reservoir Description: ..,s,ng соге and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeaЫlity in uncored ervals/wells.SРЕ2б4Зб, presented at68thAnn. Tech. Cont. andExhiЬit., Houston, Тх. 1993. _ 3asoi R.E., Shanin N., Dawood S.E. Reservoir rock typing from crest to tlank is there а link. SPE paper 117728, presented at the 2008 АЬи DhaЬi lnternational Petroleum ExhiЬition and Conference. November 3-6. 2008. UAE, Abu DаЫ, 2008. 22 р. 3. Kaseem А.L., Mike О.О. А robust Approach to flow unit zonation. SPE paper 98830, presented at the 29th Аппиа/ SPE lnternational Technica/ Conference and ExhiЬition in АЬиjа. August 1-3. 2005. Nigeria, Abuja, 2005. 15 р. 4. Mangazeev V.P., Belozerov V.B. Metodika otobrazheniya v tsifrovoi geologicheskoi modeli litologofatsial'nykh osobennostei terrigennogo kollektora [Mapping techniques in the digital geological model of lithologic facies features of terrigenous reservoir]. Neftyanoe khozyaystvo - Oil lndustry, 2006, по. 5, рр. 66-70. 5. Khabarov A.V., V olokitin Уа.Е. Metodika kompleksnogo analiza dannykh kerna i GIS s tsel'yu litologicheskoy klassifikatsii terrigennykh kollektorov [Methodology for integrated analysis of core data and GIS for the purpose of lithologic classification of terrigenous reservoirs]. Karo­ tazhnik, 201О, по. 2, рр. 8 3-128. 6. Chernova O.S., Кlimenko A.V. Modelirovanie litologopetrograficheskoi zonal'nosti Dvurechensko­ Krapivinskoi zony neftegazonakopleniya [Lithologic and petrographic zone model for Dvurech­ ensky-Krapivinsky oil and gas area]. Collected papers "Fossil Fuel Lithology and Geology", ed. Ьу Alekseyev V.P. 2009, lssue 3, рр. 99-110. 7. Borisov д.G., Medvedskiy R.I. Metod kapillyarnykh paletok dlya sozdaniya modeley achimovskikh otlozheniy [Capillary templates help produce capillary models for Achimov plays]. Gazovaya Promyshlennost' - Gas lndustry, 2010, по.12, рр. 27-32. Новости отрасли Роснефть по•стvпает н полевым оаtiотам на шельфе Чеоноrо моон ОАО •НК •Роснефть» приступило к выполнению комплекса сейсморазведочных работ 3D, гравиметрических и магнитометрических исследований на Южно-Черноморском лицензионном участке в акватории российского сектора Черного моря. Объем сейсморазведочных работ методом 3D составит более 3 тыс. км', работы продлятся до осени. Помимо геофизических исследований будет организована площадная батиметрическая съемка поверхности дна многолучевым эхолотом для уточнения глубин и изучения рельефа морского дна. Для проведения работ задействовано современное научно-исследовательское судно «Полар Маркиз•, позволяю­ щее буксировать одновременно до 14 кос (морские сейсмические косы предназначены для приема сейсмических колебаний регистрирующей аппаратурой, расположенной на геофизическом судне), что обеспечивает получение сейсмических данных высокого качества в короткие сроки. В результате исследований будутполучены данные о геологическом строении недр в пределах участка работ, которые позволят выявить и подготовить к бурению нефтегазоперсnективные объекты и минимизировать геологические риски. Сейсморазведочные работы 3D являются наиболее эффективным методом исследования строения недр.Сейсми­ ческое судно следует галсами (курсами) через равные интервалы, обусловленные количеством буксируемых кос. Геолого-разведочные работы в Черном море выполняются с соблюдением всех требований природоохранного законодательства Российской Федерации, воздействие на окружающую среду соответствует нормам. Организация геолого-разведочных работ на лицензионном участке недр в Черном море выполняется дочерним обществом ОАО «НК «Роснефть» - ООО «РН-Эксплорейшн•. По информации ОАО «НК «Роснефть» 17