Методика и результаты комплексирования данных сейсморазведки 3D и материалов разработки на примере нефтяного месторождения Джар

Месторождение Джар относится к нефтегазоносному бассейну в системе грабена Евфрат и расположено в юго-восточной части Сирии (рис. 1 A) [1]. Месторождение открыто в феврале 1990 г. сирийской нефтяной компанией в результате бурения скв. J-01 с последующим введением в эксплуатацию в сентябре того же года. Шесть следующих скважин (J-6, J-7, J-9, J-10, J-11, J-13) содержали только незначительное количество газа (см. рис. 1 B) [1]. Для поддержания давления в процессе эксплуатации нефтяного коллектора данные скважины в настоящее время переведены в разряд нагнетательных. Скв. J-3 не содержит УВ. Остальные скважины являются эксплуатационными и включают газовые залежи, но основная часть коллекторов заполнена нефтью.

Месторождение характеризуется сложным структурно-тектоническим строением. В основном это связано с тем, что оно находится на пересечении основных региональных тектонических поясов в деформационной зоне земной коры восточной части Сирии [2]. Отложения резервуара К1 состоят из песчаника, переслающегося со сланцами и алевролитом, условия залегания близки к прибрежной морской среде осадконакопления [3].

Длина месторождения Джар составляет около 6 км при ширине 2,5 км. Оно состоит из трех структурных геологических блоков 01, 02 и 03. Их оси ориентированы с северо-запада на юго-восток и разделены между собой крупными поперечными разломами. В настоящее время месторождение находится на стадии разработки, а слабоизученные прилегающие участки представляют большой практический интерес для дальнейших поисковых геофизических и буровых работ. Поэтому проведенное автором статьи структурное и геологическое моделирование сейсмического поля в сочетании с тепловизионным зондированием в дальнейшем поможет понять строение прилегающей территории.

Литология и стратиграфия месторождения

На рис. 2 приведена сводная стратиграфическая колонка для системы грабена Евфрат и показаны типичные каротажные диаграммы пластов месторождения Джар. Полная последовательность коллектора на месторождении начинается ниже BKU (основное верхнемеловое несогласие), между формацией SERJ нижнего мела и формацией Жудеу верхнего мела. Основное нижнемеловое несогласие (BKL) отделяет нижележащую формацию MUS верхнего триаса от вышележащей формации SERJ нижнего мела, что свидетельствует о значительных перерывах осадконакопления в юрское время [3].

Остановимся на кратком описании стратиграфического коллектора месторождения Джар, которое использовано при сейсмическом моделировании и интерпретации геологической среды.

Нижнемеловая формация SERJ подразделяется снизу вверх на два коллектора: нижнюю и верхнюю

Рис. 1. Обзорная схема нефтяного месторождения Джар

Fig. 1. Location map of the Jar oilfield

37 ^о

A

36 ^о                38 ^о                40 ^о

■ | ТУРЦИЯ ]

Северо-Восточная нефтяная система Сирии

Нефтяная система Пальмирид

42 ^о

35 ^о

IЛИВАН

•|СИРИЯ I i

Нефтяная система Ефрат Грабен

"I Дамаск

ИРАК

33 ^о

■ I ИОРДАНИЯ

Скв. J-17

Скв. J-04

150 км

Скв. J-14

Скв. J-07

35 ^о

о

Скв. J-0

Скв. J-0

Скв. J-03

Скв. J-09

Скв. J-16

Скв. J-12

Скв. J-05

B

Скв. J-11

Скв. J-15

Скв. J-01

Скв. J-13

Скв. J-08

Скв. J-18

1250 м

ие Джар

С

A — карта основных месторождений нефти и газа Сирии [1], B — структурная карта с расположением скважин.

Месторождения ( 1 , 2 ): 1 — нефти, 2 —газа

A — map of the main oil and gas fields of Syria [1], B — depth map with well locations.

Fields ( 1 , 2 ): 1 — oil, 2 —gas

36 ^о                 38 ^о                 40 ^о                 42 ^о

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 2. Общий стратиграфический разрез с характерными каротажными диаграммами месторождения Джар

Fig. 2. General stratigraphic section with typical log diagrams, the Jar field

BKU --- ►

Основное верхнемеловое несогласие

Основное нижнемеловое несогласие отметка, м

1 — песчаник; 2 — глина; 3 — карбонат

1 — sandstone; 2 — clay; 3 — carbonate

зоны формации SERJ. Верхняя зона формации SERJ включает толщу песчаников и аргиллитов с низкими значениями песчанистости (менее 20 %). Интервалы песчаников имеют малую толщину (от 2 до 10 м) и не коррелируют по всему месторождению. Слои формации в основном расположены вблизи кровли и подошвы зоны. Отложения интерпретируются как образованные в мелководной морской среде. Они представляют собой последовательность переслаивающихся аргиллитов и песчаников [4]. Отложения верхней зоны формации SERJ не образуют резервуаров для УВ из-за высокого содержания глинистых материалов.

Нижняя зона формации SERJ также представлена прослоями песчаника и аргиллита. Но в этой зоне месторождения пласты песчаников образуют основные интервалы коллектора. В верхней части зоны формации SERJ преобладают косослоистые тела песчаника с подчиненными внутрипластовы-ми конгломератами и образованиями биотурби- рованного алевритового песчаника. Наблюдаемые литофации песчаника образованы под влиянием приливов с небольшим количеством прослоев ила внутреннего шельфа. Для более глубоких частей нижней зоны формации SERJ типичны пласты песчаника-коллектора увеличенной мощности вверху и с непрерывными сланцевыми прослоями в основании [2].

Верхнетриасовая формация MUS характеризуется толщей песчаников с прослоями аргиллитов и подразделяется на две зоны [5]. Отложения формации MUS интерпретируются как образованные в континентальной речной обстановке и в условиях прибрежной равнины.

Верхняя зона формации MUS представлена пластами коллектора с высокими значениями песчанистости (50 %). Пласты этой зоны являются отложениями русла реки. В нижней зоне формации MUS пласты коллектора отсутствуют, что связано с

Рис. 3. Пример стратиграфической корреляции разрезов по линиям A–B (блок 01) и A'–B' (блок 02)

Fig. 3. Example of stratigraphic correlation charts along A–B line (Block 01) and A'–B' line (Block 02)

Скв. J-17

Скв. J-04

С

• Cкв. 14

0 Cкв. 07

♦ Cкв. 02

jgf Cкв. 06

• Cкв. 16

• Cкв. 12

• Cкв. 04

• Cкв. 05

0 Cкв. 10

Cкв. 17

Скв. J-14

• 1    — влияние эрозии из-за несогласия; 2 — отсутствие информации о разрезе. GR — гамма-каротаж; SGR — спектральный гамма-каротаж; SSTVD— истинная вертикальная глубина, м; CNLF — интегральная диаграмма нейтронного каротажа; DENS — интегральная диаграмма плотности

  • 1 — effect of erosion caused by unconformity; 2 — no information on the section.

    1250 м

    
    

GR — gamma-ray log; SGR — spectral gamma-ray log; SSTVD — Subsea True Vertical Depth, m; CNLF — integral neutron log; DENS — integral density log низкими значениями песчанистости (20 %). Пласты этой зоны сложены мелкозернистыми породами.

Стратиграфическая корреляция слоев месторождения

Стратиграфическая корреляция опорных горизонтов по месторождению Джар проведена на основе скважин, расположенных, как правило, в меридиональном направлении по линиям A–B и A’–B’ (рис. 3). На разрезах показаны только основные породы-коллекторов в нижней зоне формации SERJ.

Разрез по линии A–B проходит через скважины J-18, J-08, J-13, J-01, J-15, J-11 и J-09 блока 01. Он показывает, что толщина отложений горизонта SERJ над блоком 01 практически постоянна и варьирует от 80 до 120 м. Исключение составляет скв. J-15, где толщина отложений пласта снижается из-за отсутствия полной информации о разрезе после остановки бурения скважины, достигшей водяного горизонта нижней части формации SERJ.

Второй корреляционный разрез A’–B’ построен через скважины J-17, J-04, J-14, J-07, J-02, J-06, J-16,

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 4. Интерпретация сейсмических горизонтов и разломов (линия A–A')

Fig. 4. Seismic horizon and fault interpretation (A–A' line)

А’

1250 м

1 — разломы

1 — faults

J-12, J-05 и J-10 блока 02. Установлено, что толщина отложений коллектора, как правило, постоянная (до 120 м). Исключением являются скважины J-04 и J-12, где мощность коллектора сокращается примерно до 20 м. Это связано с эрозионным процессом на период верхнемелового (BKU) и нижнемелового (BKL) несогласий в районе месторождения Джар [4].

Результаты и их обсуждение

Сейсмическая структурная и петрофизическая интерпретация

В настоящее время основную роль в построении тектонической модели среды играют сейсмические 3D-данные, позволяющие отслеживать и связывать разломы и блоки для каждого слоя разреза в единую систему [6]. Полевыми работами 3D-сейсморазведки, выполненными компанией SPC, охвачена практически вся площадь месторождения Джар. Основываясь на исходной информации, автором статьи проведена интерпретация сейсмических данных программным комплексом Petrel™. В процессе анализа сейсмических данных выделены опорные сейсмические горизонты, структурные и стратиграфические особенности среды, которые распознаются и регистрируются на территории месторождения Джар (рис. 4). Сейсмическими горизонтами являются:

• –    первый горизонт: кровля пласта — формация Жудеу;

• –    второй горизонт: кровля верхней зоны формации SERJ;

• –    третий горизонт: кровля резервуара — нижней зоны формации SERJ;

• –    четвертый горизонт: кровля верхней зоны формации MUS;

• –    пятый горизонт: кровля нижней зоны формации MUS.

Основываясь на интерпретации сейсмических данных, в пределах месторождения Джар можно условно выделить три блока (рис. 5, 6).

Блок 03 (включает скв. J-03) находится на северо-востоке месторождения, он изометричный в плане и обладает слабым УВ-потенциалом.

Блок 02 (включает скважины J-17, J-04, J-14, J-07, J-02, J-06, J-16, J-12, J-05) имеет вытянутую форму, близкую к северному направлению. Он отделен от блока 03 крупным грабеном северо-восточного направления и незначительно примыкает к блоку 01.

Блок 01 (включает скважины J-09, J-11, J-15, J-01, J-13, J-08, J-18 и J-10) крупный, изометричный в плане, при этом он изолирован от блока 02 локальным сбросом.

Характерную особенность формирования рассматриваемых блоков имеют линейный грабен, раскрывающийся в северо-восточном направлении, и система ортогональных тектонических нарушений. Глубина грабена постепенно увеличивается к северу, при этом ширина структуры резко ограничена в распространении. Этот прогиб между двумя блоками был подтвержден данными бурения скв. J-18.

Исходя из сейсмической интерпретации, на месторождении Джар имеется два основных тренда разломов — локальный (восточного простирания) и региональный (северного простирания), что приводит к формированию очень сложной структурной модели месторождения. Преобладание региональ-

Рис. 5. Объемная структурная карта (A) и схема тектонических нарушений среды (B), основанная на интерпретации сейсмического поля

Fig. 5. Depth map (A) and tectonic dislocations scheme (B) based on interpretation of seismic wavefield

Рис. 6. Блоковая модель вертикального переслаивания пород месторождения Джар

Fig. 6. Block model of vertical bedding of rocks in the Jar field

ных крупных меридиональных разломов связано с эффектом регионального сжатия геологических структур фундамента, что приводит к ограничению распространения блока 02. В акустическом поле отмечаются небольшие поперечные инверсионные разломы, создающие вид ступенчатого залегания слоев с образованием каналов проницаемости среды.

В региональном масштабе месторождение ограничено крупными краевыми разломами северо-западного – юго-восточного простирания, которые выходят за пределы исследуемой области и соответствуют региональным тектоническим системам Пальмирид и грабена Евфрат.

Рис. 7. Геологический разрез по линии A–B, основанный на интерпретации сейсмических данных по блоку 01

Fig. 7. Geological cross-section along A–B line based on interpretation of seismic data from Block 01

А 3400

Скв. J-09

Скв. J-01 Скв. J-08 Скв. J-18 B

Пласт Жудеу

Пласт верхней зоны формации SERJ

Резервуар нижней зоны формации SERJ

Пласт формации MUS

1250 м

] 1

H , м

1 — скважина.

Остальные усл. обозначения см. на рис. 4

1 — well.

For other Legend items see Fig. 4

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 8. Геологический разрез по линии C–D, основанный на интерпретации сейсмических данных по блоку 02

Fig. 8. Geological cross-section along C–D line based on interpretation of seismic data from Block 02

С

D

H , м

Скв. J-05 Скв. J-10

Скв. J-04

Скв. J-07 Скв. J-02 Скв. J-06

Блок 02

Блок 02

Пласт Рамах

Пласт Жудеу

Пласт Дирро

Пласт формации MUS

Резервуар формации SERJ

^ Блок 01

Усл. обозначения см. на рис. 4, 7

For Legend see Fig. 4, 7

1250 м

Рис. 9. Геологический разрез по линии E–F, основанный на интерпретации сейсмических данных по блокам 01 и 03

Fig. 9. Geological cross-section along E–F line based on interpretation of seismic data from blocks 01 and 03

E

H , м

F

Скв. J-03

Скв. J-09

Скв. J-01

1250 м

Усл. обозначения см. на рис. 4, 7

For Legend see Fig. 4, 7

Структура блока 01 . Сейсмическая интерпретация показывает (рис. 7), что блок 01 представляет собой сложную тектоническую структуру с многочисленными разломами разного ранга. Блок образует вытянутый купол с северо-запада на юго-восток с крутопадающим и сильно нарушенным южным флангом и полого наклонным и менее деформированным северным флангом. Южная часть купола, разбуренная скважинами J-01, J-08 и J-13, рассечена сложным комплексом разломов, которые определяют многочисленные структурные зоны. Кроме того, самый северный фланг блока, разбуренный скв. J-09, менее подвержен влиянию разломов. В этом случае субмеридиональные нарушения среды являются доминирующими структурными деформациями в этом районе.

Блок 01 на востоке граничит с крупной системой разломов северо-северо-западного и югоюго-восточного простирания (см. рис. 4). Более глубокая зона к северо-востоку от скв. J-01 была подтверждена скважинами J-11 и J-15, что свидетельствует о расширении площади месторождения к востоку. Основная форма структуры в поперечном разрезе представляет собой купол, созданный наклонными к основанию крупными разломами. В сочетании с оперяющими нарушениями происходит сильная деформация слоев в интервале 3600– 4000 м, которая привела к созданию взбросов, в основном затронувших слои формации SERJ. Следует предположить, что это связано с эффектом юго-западной и северо-восточной фазы сжатия в период позднего миоцена [4].

Таблица. Основные фации и петрофизические свойства в резервуаре К₁

Table. Main facies and petrophysical properties of К₁ reservoir

Фации	Код фации в программе Petrel™	Пористость р , %			Проницаемость, n · 10–3мкм2
		мин	макс	среднее	мин	макс	среднее
Песчаник	0	0,12	0,2	0,16	141	400	230
Алевритистый песчаник	1	0,1	0,12	0,11	45	334	140
Алевролит	2	0,06	0,1	0,08	10	104	56
Глинистый песчаник	3	0,02	0,06	0,04	–	–	0,0001

Структура блока 02 (рис. 8). Блок 02 месторождения Джар состоит из аномального горста, приподнятого примерно на 150–250 м над окружающими структурами и вытянутого в северо-западном направлении на расстояние около 1,8 км. Блок пересекается четко выраженным определенным набором разломов (с амплитудой смещения слоев более 100 м), которые разделяют его на множество вспомогательных зон (первая область включает скв. J-04, вторая — скв. J-07, третья — скв. J-14, четвертая — скважины J-02 и J-06, пятая — скв. J-05).

Формирование взброса в толще формации Дерро (часть отложений верхней толщи формации SERJ) может быть связано с незначительным влиянием вышеупомянутой региональной тектоники. К примеру, к западу от скв. J-10, которая вскрыла при бурении интервал слоя формации Дерро (перед горизонтом пласта формации MUS), наблюдается характерный прогиб в основании блока, условно разделяющий между собой блоки 01 и 02.

Блок в верхней части уровня резервуара формации SERJ имеет асимметричное строение структуры, слегка наклоненную к западу форму и примыкает с востока к региональному грабену (ближе к крайнему пограничному разлому). Небольшие размеры (около 1 × 0,5 км2) структурных зон и высокая степень вероятности присутствия мелких разломов усложняют детальное картирование строения в сейсмическом волновом поле и точное моделирование потока жидкости.

Структура блока 03 (рис. 9). Блок 03 располагается к северо-востоку от месторождения Джар. Малая величина поднятия с симметричным строением в плане ограничивается с запада узким грабеном, совпадающим с падением основного пограничного разлома. С юга сформирована пологая седловина, плавно переходящая в блок 01. Сейсмическая интерпретация данных по блоку 03 подтверждает наличие менее плотной сети тектонических нарушений, чем у блоков 01 и 02.

Структурное моделирование показало, что нефтяное месторождение Джар состоит из двух региональных блоков (01 и 02), которые отделены друг от друга разломами. Моделирование свойств резервуара выполнено для выявления заполнения фаций резервуара и петрофизических свойств (по- ристость р, водонасыщенность Sw и нефтенасыщен-ность So) в структурной 3D-модели. Поперечные геологические разрезы фаций и петрофизических параметров построены, чтобы проиллюстрировать их вертикальное и горизонтальное изменение между скважинами. Моделирование свойств резервуара показало, что отложения резервуара К1 в нефтяном месторождении Джар являются неплохим резервуаром благодаря хорошим петрографическим свойствам (высокой пористости и низкой водонасыщенности) и значительному содержанию нефти. Трехмерная геологическая модель может использоваться для прогнозирования формы, размеров и внутренней неоднородности нефтяного резервуара К1, а также оценки потенциальной возможности извлечения УВ на месторождении Джар.

Результаты моделирования фаций. Основными фациями в резервуаре К₁ нефтяного месторождения Джар являются песчаник, алевролитовый песчаник и алевролиты. Фация глинистого песчаника не образует резервуара, так как пористость и проницаемость имеют в ней низкие значения (таблица).

Рис. 10. 3D-модель распределения фаций резервуара К₁

Fig. 10. 3D model of К₁ reservoir facies distribution

С

Скв. J-03

Скв. J-02

Скв. J-09

Скв. J-06

Скв. J-11

Скв. J-16

Скв. J-15

Скв. J-05

Скв. J-01

Скв. J-13

Скв. J-18

Скв. J-10

Скв. J-14

Скв. J-07

Скв. J-17 Скв. J-04

Фации ( 1 – 4 ): 1 — песчаника, 2 — алевритистого песчаника, 3 — алевролита, 4 — глиняного песчаника

Facies ( 1 – 4 ): 1 — sandstone, 2 — silty sandstone, 3 — siltstone, 4 — argillaceous sandstone

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рис. 11. 3D-модель распределения пористости в отложениях резервуара К₁

Fig. 11. 3D porosity model for К₁ reservoir beds

С

Скв. J-02

Скв. J-06

Скв. J-11

Скв. J-16

Скв. J-15

Скв. J-05

Скв. J-01

Скв. J-13

Скв. J-10

. Скв. J-04

Скв. J-14

Скв. J-07

Скв. J-03

Скв. J-09

0,18 0,16 0,14 0,12

0,10 0,08 0,06 0,04

0,02 0

Рис. 12.

Fig. 12.

3D-модель распределения водонасыщенности в отложениях резервуара К1

3D water saturation model for К1 reservoir beds

С

Скв. J-02

Скв. J-06

Скв. J-11

Скв. J-16

Скв. J-15

Скв. J-05

Скв. J-01

Скв. J-13

Скв. J-03

Скв. J-09

Скв. J-17

Скв. J-04

Скв. J-14

Скв. J-07

Скв. J-10 Скв. J-18

Рис. 13. Разрез по линии K–L, показывающий распределение водонасыщенности в отложениях резервуара К₁

Fig. 13. Water saturation of К₁ reservoir in the cross-section along K–L line

С

J-07

Скв. J-14

Скв. J-03

Скв. J-07

Скв. J-09

Скв. J-06

Скв. J-16

Скв. J-05

Скв. J-10 Скв.

Скв. J-17

Скв. J-04

Скв. J-11

Скв. J-15

Скв. J-01

Скв. J-13

- 0,2

- 0,1

- 0

J-18

- 1 0,9

- 0,8

Скв. J-17 Скв. J-04 Скв. J-14 Скв

Водонефтяной контакт

1250 м

Скв. J-02

Скв. J-10

Скв. J-05

–3680 м

Скв. J-06

H , м

Усл. обозначения см. на рис. 4

For Legend see Fig. 4

Существует несколько алгоритмов для выполнения стохастического моделирования. В построении 3D-модели фаций для различных зон в пласте коллектора К₁ применен расчет на основе последовательного Гауссова моделирования (рис. 10).

Моделирование пористости (ср). Пористость является важным свойством резервуара, который определяет емкость флюидов. Для моделирования использованы алгоритмы арифметических вычислений «Arithmetic Computation» и последовательного Гауссова моделирования (SGS). На рис. 11 представлена 3D-модель, иллюстрирующая распределение пористости в отложениях резервуара К1 в нефтяном месторождении Джар. Модель показывает несколько вариаций пористости в диапазоне от 2 до 20 % и выражена градацией цветов. Данный диапазон значений р обусловлен изменениями фаций. Пористость со значениями 0,02–0,1 рассматривается как неэффективная и присуща фациям глинистых песчаников и алевролитов. Значения р = 0,1-0,2 соответствуют эффективной пористости, которая связана с нефтеносным песчаником и фацией алевролитового песчаника. Вдоль блока 02 значения эффективной пористости резервуара К1 являются высокими в более приподнятых частях структуры блока (участки скважин J-16, J-12, и J-05),

Рис. 14. 3D-модель распределения нефтенасыщенности в отложениях резервуара К₁

Fig. 14. 3D oil saturation model for К₁ reservoir beds

С

Скв. J-02

Скв. J-06

Скв. J-11

Скв. J-16

Скв. J-15

Скв. J-05

Скв. J-01

Скв. J-03

Скв. J-09

Скв. J-17

Скв. J-04

Скв. J-14

Скв. J-07

но значительно уменьшаются на юго-востоке и северо-западе структуры. В блоке 01 наблюдаются высокие значения эффективной пористости вдоль северо-восточных флангов (участки скважин J-03, J-09, J-15, J-01, J-13 и J-08), которые значительно уменьшаются на южном и юго-западном флангах структуры.

Моделирование водонасыщенности ( S _w) и неф-тенасыщенности ( S _o) . В результате построены 3D-модели и разрезы, иллюстрирующие распределение водонасыщенности (рис. 12, 13) и нефтенасы-щенности (рис. 14, 15) в отложениях резервуара К₁ нефтяного месторождения. Граница водонефтяного контакта отмечается на глубинах 3860 м для блока 02 и 3880 м — для блока 01. Модели показывают, что высокие структурные области месторождения, к которым относится центральная часть блока, насыщены нефтью. Горизонты коллектора в пониженной части каждого блока насыщены водой.

Рис. 15. Разрез по линии R–P, показывающий распределение нефтенасыщенности в отложениях резервуара К₁

Fig. 15. Oil saturation of К₁ reservoir in the cross-section along R–P line

R

С

Скв. J-17 Скв. J-04 Скв. J-14 Скв. J-07

Скв. J-02

Скв. J-06

Скв. J-05

Скв. J-10

Скв. J-17

Скв. J-04

Скв. J-14

Скв. J-07

Скв. J-03

- 3440

Скв. J-02

Скв. J-09

Скв. J-11

Скв. J-06

Скв. J-16

Скв. J-15

- 3520

Скв. J-05

Скв. J-01

Скв. J-13

Скв. J-10 Скв. J-18

3680 м

- 3680

Водонефтяной контакт

1250 м

- 0   1

- —1

- —2

- —3

—4

- —5

- —6 I

- 3760

- 3840

H , м

Усл. обозначения см. на рис. 4

For Legend see Fig. 4

Выводы

Построенная трехмерная геостатистическая модель нефтяного месторождения Джар демонстрирует, что месторождение Джар структурно состоит из двух блоков (01 и 02), ориентированных с северо-запада на юго-восток. Результаты моделирования разломов показали, что основные разломы в районе месторождения Джар имеют направление северо-запад – юго-восток, а второстепенные разломы расположены в направлении северо-восток – юго-запад. Моделирование коллекторских свойств и фаций позволяет утверждать, что центральные части нефтяного месторождения Джар являются перспективными районами с хорошим качеством пласта, поэтому рекомендуется концентрировать добывающие скважины в этом районе. Построенная трехмерная геологическая модель действительно интегрирует все имеющиеся геолого-геофизические данные для увеличения общей добычи нефти на месторождении Джар. Построена геостатистиче-ская модель, направленная на лучшее понимание изменчивости геологических и петрофизических свойств отложений в районе месторождения, а также распределения УВ в нижнемеловом пласте коллектора К1 на нефтяном месторождении Джар.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ