Алгоритмическое обеспечение интерпретации данных азимутального плотностного гамма-гамма метода в процессе бурения горизонтальных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Сребродольская Мария Андреевна

• Сребродольская Мария Андреевна
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Сребродольская Мария Андреевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 Современные подходы к обработке и интерпретации данных азимутального гамма-гамма плотностного каротажа

1.1 Особенности регистрации данных приборами азимутального ГГК-п

1.2 Задачи, решаемые по данным азимутального ГГК-п в процессе бурения горизонтальных скважин

1.3 Современные подходы к выделению коллекторов и определению их фильтрационно-емкостных свойств по данным азимутального ГГК-п в процессе бурения горизонтальных скважин

1.4 Анизотропия проницаемости в горизонтальных скважинах

1.5 Погрешности в структурной интерпретации имиджей плотности

Выводы по главе

ГЛАВА 2 Алгоритмы интерпретации азимутальных данных ГГК-п

2.1 Выделение коллекторов и оценка коэффициентов их пористости по данным азимутального гамма-гамма плотностного каротажа в горизонтальных скважинах

2.2 Азимутальная оценка проницаемости коллекторов по данным ГГК-п в горизонтальных скважинах

2.3 Модель погрешностей оценки относительного угла падения пласта

Выводы по главе

ГЛАВА 3 Практическое применение разработанных алгоритмов интерпретации азимутальных данных ГГК-п и оценки погрешностей структурной интерпретации

3.1 Изучаемые отложения

3.2 Результаты выделения коллекторов в горизонтальных скважинах

3.3 Результаты азимутальной оценки коэффициентов проницаемости

3.4 Результаты оценки погрешностей определения относительного угла падения пластов по данным имиджа плотности

3.5 Сравнительный анализ результатов пространственно-ориентированного определения коэффициентов пористости разными способами и их верификация по керну и по ГИС

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Геофизические исследования скважин (ГИС) могут производиться как после бурения скважины (каротаж на кабеле и на трубах), так и в процессе бурения на трубах (LWD - Logging While Drilling). Последний вид каротажа наиболее часто применяется в горизонтальных скважинах, однако в последнее время возрастает число вертикальных скважин, бурящихся с записью LWD [52]. Приборы, используемые при каротаже в процессе бурения (КПБ), обладают некоторыми техническими особенностями, обусловленными конструкцией скважины, пластовыми условиями и технологией бурения. LWD каротаж проводится на бурильных трубах, то есть геофизические приборы входят в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Наиболее важными из них являются азимутальные каротажные приборы [51].

Азимутальные приборы - это приборы, регистрирующие физическое свойство дифференцированно по всему периметру скважины благодаря встроенному дирекционному датчику, ориентирующему данные в пространстве по азимуту. Данное определение сформулировано автором, оно согласуется с приведённым в литературе [87].

Азимутальные приборы включают в себя один или несколько датчиков, вращающихся вместе с бурильной колонной [51] в процессе бурения и/или циркуляции бурового раствора, и тем самым обеспечивают непрерывную запись свойств горных пород по всему стволу скважины [52]. Результаты азимутального каротажа обеспечивают 100% покрытие стенки скважины. Наиболее часто используются азимутальные приборы гамма-гамма литоплотностного каротажа,

однако существуют также азимутальные приборы электрического, электромагнитного, акустического, нейтрон-нейтронного и гамма- каротажей.

Азимутальные приборы LWD позволяют получать широкий спектр геофизической информации в процессе бурения горизонтальных скважин. На рисунке 1 приведены основные направления, по которым применимы данные геофизических исследований скважин азимутальными приборами.

При проведении каротажа азимутальными приборами можно получить следующие данные: кривые физических свойств по секторам, кривую плотности по отфильтрованным низким скоростям счёта детектора вторичного гамма-излучения (алгоритм компании Halliburton) или по низким скоростям счёта в нижней половине секторов (алгоритм для модуля отечественных приборов типа 2ННК-ГГКЛП-LWD-121 и LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГКс компании «НПП Энергия»); имиджи (сгенерированное по данным сканирующих приборов двумерное графическое изображение распределения физического свойства горной породы вдоль ствола скважины, пригодное для интерпретации); кавернометрия (расчётная величина диаметра скважины или расчётный имидж радиуса скважины -профилеметрия); геосигнал (специфическая величина, рассчитываемая по данным азимутального электромагнитного каротажа большого радиуса исследования, необходимая при геонавигации горизонтальных скважин для оценки расстояний до резистивных границ); горизонтальное и вертикальное сопротивления. На рисунке 1 приведены основные задачи, которые могут решаться в горизонтальных скважинах по этим данным. В разделе 1.2 подробно рассмотрены задачи, решаемые по данным азимутального гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-п) в горизонтальных скважинах. Представленные на рисунке 1 и в разделе 1.2 задачи могут решаться в процессе бурения, при обратной проработке или после бурения (по считанным данным КПБ). Необходимо отметить, что LWD каротаж может быть проведён и после бурения горизонтальной скважины, в таком случае из решаемых задач исключается только геонавигация скважины, однако может быть проведено геонавигационное постмоделирование для уточнения геологической структуры месторождения вблизи пробуренной скважины и анализа результатов бурения.

Рисунок 1 - Задачи, решаемые по данным азимутальных приборов в процессе бурения

Вопросами геофизических исследований горизонтальных скважин занимались разные учёные практики и теоретики в России и за рубежом, в частности, Бокарёв А. Ю. [3, 4, 5, 44], Велижанин В. А. [8, 9], Гриффитс Р. [54, 63, 87], Зырянова И. А. [16, 33, 57], Лукьянов Э. Е. [29, 32, 61], Меженская Т. Е. [9, 15], Мендоза А. [24, 72, 85, 86], Молчанов А. А. [32], Паникаровских А. В. [19], Паркер Т. [74, 75, 77, 79, 81, 91, 93], Пасси Ю. [84, 85], Савич А. Д. [45], Стокхаузен Э. [90, 94], Стрельченко В. В. [29, 53], Чашков А. В. [41, 59, 60], Черменский В. Г. [7, 9, 15], Шао Ц. и Тан Х. [30] и другие [6, 10, 66, 67, 69, 70, 73, 78, 83, 88, 89, 96]. В учебниках и монографиях конца XX - начала XXI веков при описании комплекса ГИС в горизонтальных скважинах наибольшее внимание уделялось каротажу после бурения и способам доставки приборов в скважину. В то время каротаж в процессе бурения (по мнению Молчанова А. А. и др. [32]) не обеспечивал в полной мере информацию, необходимую для эффективной оценки коллекторских свойств вскрытых горных пород. Поэтому в горизонтальных скважинах приходилось повторно производить геофизические исследования, используя сложные технологии доставки приборов в горизонтальные стволы.

В переводной работе 2017 года авторов Серра О., Серра Л. [10], впервые опубликованной в 2004 году, упоминается об азимутальных приборах и формируемых по их данным имиджах, описывается ограниченный круг решаемых задач. Азимутальные данные плотности предлагается использовать только для определения угла и азимута падения пластов; методики интерпретации приводятся только для электрических микросканеров. В этой работе не упоминается о многообразии кривых азимутальных методов и путей их интерпретации; не упоминаются расчётные индикаторы кавернозности (псевдокаверномеры). Более широкий круг задач отображён в каталоге [96] 2017 года и в иностранной литературе 2014 года (3-ье издание) [78].

С тех пор конструкции приборов каротажа в процессе бурения постоянно совершенствовались, и на данный момент комплекс ГИС в процессе бурения является альтернативой каротажу на кабеле. Сегодня в горизонтальных скважинах процесс бурения как правило сопровождают записью комплекса ГИС, как

минимум, гамма-каротажа и инклинометрии, что подтверждается данными RPI [27]. Даже в наклонных скважинах всё чаще не проводят окончательный каротаж. Растёт доля вертикальных скважин, в которых регистрируют комплекс КПБ. Комплекс LWD каротажа по своей информативности во многом не уступает каротажу на кабеле [50], а в чём-то даже обладает преимуществом (например, вертикальная разрешающая способность (детальность) радиометрии в комплексе КПБ выше; уменьшено влияние зоны проникновения и глинистой корки на показания; обеспечивается оперативное получение информации; возможность геонавигации [50] и др.).

Однако на данный момент не известно ни одной монографии или защищённой диссертации непосредственно по проблемам каротажа в процессе бурения горизонтальных скважин и интерпретации его результатов. Все наиболее актуальные научные исследования, описания методов, методик и технологий КПБ и интерпретации его данных публикуются только в периодических изданиях и сборниках тезисов конференций. Причём некоторые публикуемые там подходы к интерпретации азимутальных данных уже неактуальны, так в работе [68] под азимутальной пористостью понимают коэффициенты пористости (Кп), определённые только по четвертям (нижняя, верхняя, левая, правая), тогда как азимутальные данные ГГК-п этим не ограничиваются. Статья [18] 2022 года использует устаревшие сведения и не упоминает отечественные азимутальные приборы ГГК-п.

На специализированных конференциях, посвящённых LWD, например, МОО ЕАГО «Новые отечественные разработки аппаратуры и оборудования геонавигации и каротажа в процессе бурения горизонтальных скважин (MWD, LWD). Обработка и интерпретация получаемой информации», основной упор делается на геофизические приборы, технологию записи и интеллектуальные системы принятия решений. Интерпретации данных КПБ в горизонтальных скважинах должное внимание стало уделяться только в последние годы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Алгоритмическое обеспечение интерпретации данных азимутального плотностного гамма-гамма метода в процессе бурения горизонтальных скважин»

Актуальность

Доля бурения горизонтальных скважин и проводимых операций LWD неуклонно растёт (например, в ПАО «Газпромнефть» доля горизонтального бурения в 2021 году составляла 86.7% [95] от общего объёма эксплуатационного бурения), вместе с сектором каротажа в процессе бурения растёт и доля сервиса, включающего в себя использование приборов азимутального ГГК-п. По результатам исследований консалтинговой компании RPI Research & Consulting [27], в 2020 году в разрезе по сегментам сервиса LWD сегменты, включающие в себя гамма-гамма каротаж, в совокупности составляли 49%, в том числе с записью азимутальных методов каротажа - 12%. Причём в Восточной Сибири доля комплекса LWD, включающего азимутальные приборы, составила в 2020 году 32% от общего числа операций в регионе, опережая LWD комплекс ГК с электрометрией [27].

Одними из самых информативных в горизонтальных скважинах являются исследования методом азимутального гамма-гамма литоплотностного каротажа (ГГК-лп) (комплексный зонд гамма-гамма каротажа плотностного ГГК-п и гамма-гамма каротажа селективного ГГК-с). Прибор ГГК-лп обеспечивает получение различных кривых плотности и индекса фотоэлектрического поглощения горных пород, имиджей этих свойств, расчётного каверномера или профилемера. На сегодняшний день исследования азимутальным ГГК-п проводятся в большинстве горизонтальных скважин, в которых планируется интерпретация данных геофизических исследований в процессе бурения. На большом числе месторождений имидж плотности входит в обязательный комплекс данных КПБ. Результаты структурной интерпретации имиджа плотности применимы при изучении геологического строения месторождения и геонавигации в режиме реального времени.

Прибор азимутального ГГК-п вращается в процессе бурения вместе с компоновкой низа бурильной колонны, обеспечивая таким образом 100% покрытие ствола скважины; обладает хорошей вертикальной разрешающей способностью; его данные регистрируются в условиях уменьшенного влияния зоны

проникновения и глинистой корки; геофизическая информация может быть получена в режиме реального времени.

Каротаж в процессе бурения обеспечивает сокращение времени работ на буровой, получение оперативной информации о строении вскрываемого скважиной разреза, оперативное принятие решений и геонавигацию, сокращает сроки освоения скважины, тем самым повышая экономическую эффективность строительства скважины. Всё это даёт преимущества азимутальному ГГК-п перед каротажем на кабеле.

В то же время на сегодняшний день отсутствуют общепринятые методики интерпретации получаемых азимутальных данных и не определяются погрешности структурной интерпретации имиджей, тогда как выделение коллекторов, определение их пористости, углов падения границ и эффективных толщин пластов являются важными составляющими геологического моделирования и подсчёта запасов.

Не производится пространственно-ориентированная оценка коэффициентов проницаемости, тогда как она необходима для решения задач гидродинамического моделирования.

То есть при наличии вышеуказанных задач данные азимутального ГГК-п не используются при интерпретации в полном объёме.

Таким образом, актуальным является расширение возможностей, эффективное использование регистрируемой информации в полном объёме и повышение информативности азимутального ГГК-п в процессе бурения горизонтальных скважин.

Цель

Повышение информативности азимутального гамма-гамма литоплотностного метода для определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и элементов залегания пластов на основе результатов пространственно-ориентированной интерпретации.

Задачи

1. Анализ существующей аппаратуры азимутального гамма-гамма литоплотностного каротажа в процессе бурения; принципов регистрации данных азимутального ГГК-п; информативности азимутального ГГК-п и современных методик обработки его данных.

2. Лабораторные петрофизические исследования керна с учётом пространственной анизотропии.

3. Алгоритмизация процедур пространственно-ориентированной интерпретации данных ГИС, включающих выделение коллекторов в горизонтальных скважинах, оценку их фильтрационно-емкостных свойств и определение условий применимости разработанных алгоритмов.

4. Разработка способов пространственно-ориентированного определения коэффициентов проницаемости с учётом анизотропии и взаимного пространственного положения горизонтальной скважины и вскрываемого ею напластования.

5. Оценка погрешностей структурной интерпретации имиджа плотности и выявление факторов, влияющих на эти погрешности.

6. Интерпретация данных каротажа в процессе бурения горизонтальных скважин, включающего азимутальный ГГК-п, по разработанным алгоритмам.

7. Обоснование достоверности результатов пространственно -ориентированной интерпретации данных азимутального гамма-гамма плотностного метода.

Объект исследований

Объектами исследования являлись продуктивные терригенные и карбонатные отложения, вскрытые горизонтальными скважинами на 10 месторождениях нефти и газа, расположенных в Восточной Сибири, Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО), Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), Ненецком автономном округе (НАО) и Пермском крае Российской Федерации.

Методы исследований

1. Лабораторные петрофизические исследования образцов керна с учётом пространственной анизотропии.

2. Анализ данных лабораторных исследований, построение эмпирических связей и получение теоретических петрофизических уравнений.

3. Обработка и интерпретация данных комплекса ГИС, записанного в процессе бурения горизонтальных скважин.

4. Структурная интерпретация имиджей плотности.

5. Математическое моделирование коэффициентов проницаемости и погрешностей относительного угла падения пласта.

Для моделирования, обработки и интерпретации данных использованы программные продукты «Excel» (Microsoft Office), «Gintel» (ООО «ГИФТС»), «InSite», «BIS - Borehole Image Studio» (Halliburton), MATLAB (The MathWorks) и язык программирования Python.

Научная новизна

1. Разработана система алгоритмов обработки данных азимутального гамма-гамма плотностного метода в горизонтальных скважинах, обеспечивающая надёжное определение коэффициента вскрытия и пространственно-ориентированную оценку фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Алгоритмы применимы при решении задач оперативной интерпретации в процессе бурения, геонавигации, достоверной оценки коллекторских свойств, планирования заканчивания скважины, определения элементов залегания и эффективной толщины пластов.

2. Разработан алгоритм определения коэффициентов проницаемости, включающий комплексный учёт анизотропии отложений и угла падения напластования и получены математические выражения для лабораторных и скважинных условий, содержащие эти параметры в явном виде.

3. Выявлены закономерности влияния диаметра скважины, радиуса исследования прибора и амплитуды интерпретационной синусоиды на погрешности определения относительного угла падения пластов по результатам

структурной интерпретации имиджей плотности на основании разработанной модели парциальных и доверительных погрешностей.

Положения, выносимые на защиту

1. По данным азимутального гамма-гамма плотностного метода, зарегистрированным в горизонтальных скважинах, необходимо применять разработанные автором специальные способы выделения коллекторов и определения их границ в зависимости от поставленных задач (достоверная оценка коллекторских свойств, геологическое моделирование, составление проекта разработки). Разработанная система алгоритмов выделения коллекторов, определения коэффициента вскрытия и пространственно-ориентированной оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов позволяет повысить достоверность определения подсчётных параметров (коэффициентов пористости и эффективной мощности) и элементов залегания пластов в разрезах, вскрытых горизонтальными скважинами.

2. Разработанный алгоритм пространственно-ориентированного определения коэффициентов проницаемости с использованием азимутальных данных гамма-гамма плотностного метода обеспечивает учёт взаимного пространственного расположения горизонтальной скважины и вскрытого ею пласта (угла падения напластования и коэффициента анизотропии) при определении фильтрационно-емкостных свойств по данным ГИС.

3. Разработанная модель погрешностей относительного угла падения пластопересечений, полученного в результате структурной интерпретации имиджа плотности, позволяет повысить достоверность структурных построений, определения положения границ пластов и решения задач геонавигации горизонтальных скважин. Предложенная модель погрешностей применима для данных имиджей любых методов ГИС, зарегистрированных в горизонтальных и вертикальных скважинах.

Практическая значимость

Разработанная система алгоритмов и критериев их применимости позволяет выбрать способ выделения коллекторов в горизонтальных скважинах для решения

конкретной задачи, а именно: надёжная интерпретация полного комплекса ГИС, записанного в процессе бурения горизонтальных скважин, с оценкой фильтрационно-емкостных свойств; геонавигация; определение абсолютной глубины залегания границ пластов; планирование заканчивания скважины; оценка коэффициента вскрытия коллектора по стволу скважины.

Разработанные алгоритмы позволяют решать задачи пространственно-ориентированной 3Э интерпретации, результаты которой должны применяться для геологического моделирования с учётом длины коллектора по стволу скважины на этапе контроля распространения петрофизических свойств в геологической модели и при подсчёте запасов углеводородов. Пространственно-ориентированная интерпретация азимутальных данных ГГК-п в горизонтальных скважинах с определением коэффициентов открытой и эффективной пористости и проницаемости в разных секторах скважины, сориентированных в пространстве относительно верхней стороны ствола, повышает информативность этого метода, используя полный массив регистрируемых данных.

Представленные алгоритмы позволяют получить пространственно-ориентированную проницаемость с учётом коэффициента анизотропии и угла падения напластования в горизонтальных скважинах, которую необходимо использовать для гидродинамического моделирования. Для этого требуется ориентированный отбор керна с последующими измерениями физических и петрофизических свойств с учётом падения напластования. Предложенная формула позволяет оценить значения коэффициентов проницаемости параллельно и перпендикулярно напластованию при косой слоистости, если эти величины непосредственно не измерялись на керне.

Реализация модели погрешностей относительного угла падения пласта обеспечивает выбор геофизического прибора, позволяющего получить наименьшую погрешность; обоснование способа выделения интерпретационной синусоиды на имидже плотности при структурной интерпретации; принятие решений при геонавигации в режиме реального времени; оценку погрешности результатов структурной интерпретации имиджа плотности и её чувствительности

к неопределённостям диаметра скважины, радиуса исследования прибора и амплитуды интерпретационной синусоиды и тем самым повышает достоверность структурных построений и определения глубин границ пластов.

Результаты научно-теоретических и практических исследований используются в учебном процессе кафедры геофизических информационных систем (ГИС) РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина в курсах «Геофизические методы исследования и навигации горизонтальных скважин», «Интерпретация данных исследования сложных коллекторов», «Основы геофизических исследований скважин», «Современные проблемы геофизики», в научной работе студентов, при курсовом и дипломном проектировании, а также при проведении занятий в рамках дополнительного профессионального образования специалистов топливно-энергетического комплекса Центра инновационных компетенций Губкинского университета.

Личный вклад автора

Автором разработаны алгоритмы выделения коллекторов, пространственно-ориентированной оценки коэффициентов пористости и проницаемости по данным азимутального гамма-гамма литоплотностного метода в горизонтальных скважинах; алгоритм оценки погрешностей определения относительного угла падения пластов по имиджу плотности.

Диссертант принимала непосредственное участие в полевых работах по записи комплекса ГИС в процессе бурения горизонтальных скважин, оценке качества полученных материалов и в лабораторных исследованиях керна.

Автором проведена обработка, оперативная и окончательная интерпретация данных ГИС в процессе бурения по традиционным и разработанным алгоритмам. На представительном фактическом материале диссертант реализовала разработанные алгоритмы выделения коллекторов, азимутальной оценки коэффициентов пористости и проницаемости по данным комплекса ГИС; провела структурную интерпретацию имиджей плотности с оценкой погрешностей её результатов.

Апробация результатов

Основные результаты работы доложены на 24 международных, отраслевых, всероссийских и других научных и научно-практических конференциях. Основные конференции:

1) МОО ЕАГО «Современные технические средства управления траекторией скважин; каротаж в процессе бурения LWD (Logging While Drilling); Новые отечественные разработки аппаратуры и оборудования для ГИС (в рамках программы импортозамещения)», Москва 2017 г.;

2) Международная научно-практическая конференция «Geonature 2018» при поддержке международных организаций EAGE, SEG, AAPG, Тюмень 1821 апреля 2018 г.;

3) XIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва 2020 г.;

4) Современные технические средства управления траекторией скважин; Каротаж в процессе бурения LWD (logging while drilling); Новые отечественные разработки аппаратуры и оборудования для ГИС (в рамках программы импортозамещения), Москва 10 декабря 2020 г.;

5) Современные технические средства управления траекторией скважин; Каротаж в процессе бурения LWD (logging while drilling). Развитие ГТИ с внедрением цифровых технологий; Комплексирование ГТИ и LWD. Новые отечественные разработки аппаратуры и оборудования для ГИС (в рамках программы импортозамещения), Москва 8 декабря 2021 г.;

6) 7-ая тематическая конференция ЕАГО «Карбонатные и трещинно-кавернозные резервуары - 2021», Москва 2021 г.;

7) «Geonature 2021» в рамках седьмой научно-практической конференции «Тюмень 2021. Управление недрами как кросс-функциональный процесс» при поддержке EAGE, Тюмень 22-26 марта 2021 г.;

8) V Международная геолого-геофизическая конференция «ГеоЕвразия-2022. Геологоразведочные технологии: наука и бизнес», Москва 2022 г.;

9) 5-ая ежегодная конференция «Современные технические средства управления траекторией скважин; Каротаж в процессе бурения LWD. Развитие ГТИ с внедрением цифровых технологий; Комплексирование ГТИ и LWD. Новые отечественные разработки аппаратуры и оборудования для ГИС (в рамках программы импортозамещения)», Москва 2 марта 2023 г.;

10) XVI Международная научно-практическая конференция «Новые идеи в науках о Земле», Москва 6-7 апреля 2023 г.;

11) Конференция ТО ЕАГО «Петрофизика XXI: Cognosce te Ipsum», Тюмень 17-19 мая 2023 г.

Награждена дипломами I степени Международного конкурса научно-исследовательских работ «Инновационные подходы в решении научных проблем» (г. Уфа, 20 ноября 2020 г.) и Всероссийского конкурса научно-исследовательских работ «Инновации в науке и практике» (г. Уфа, 25 ноября 2021 г.) за научно-исследовательские работы по теме диссертации.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 36 работ, в том числе 4 статьи в журналах списка ВАК, остальные в трудах отечественных и зарубежных изданий и конференций.

Благодарности

Диссертант выражает сердечную благодарность своему научному руководителю заведующему кафедрой ГИС д.г.-м.н. Коваленко Казимиру Викторовичу за новые идеи, плодотворное сотрудничество, ценные советы и рекомендации, вложенные силы и уделённое время. Также хочется сказать спасибо всему профессорско-преподавательскому составу кафедры Геофизических информационных систем (ГИС) Российского государственного университета нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, которые участвовали в обучении диссертанта и давали полезные советы в ходе подготовки настоящей диссертации.

Автор признателен компании ООО «ГИФТС» в лице генерального директора к.т.н. Афанасьева Сергея Витальевича; заместителя генерального директора ц.т.н., профессора Афанасьева Виталия Сергеевича; начальника отдела

инновационных технологий Рудого Владимира Андреевича за предоставленное программное обеспечение «От1е1», в котором выполнена большая часть настоящей работы, и оказываемую техническую поддержку.

Автор благодарит к.т.н. Пасечника Михаила Петровича (МОО ЕАГО, ООО «БВТ-Сервис»), Грушичева Антона Геннадьевича

(ОАО НПЦ «Тверьгеофизика»), Пономаренко Олега Михайловича и Казимирова Егора Тимуровича (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина) за помощь в проведении петрофизических исследований керна; а также Андреева Евгения Александровича (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина) за содействие в работе по проблеме погрешностей результатов структурной интерпретации имиджей.

Также спасибо всем тем, кто оказывал помощь и поддержку во время написания настоящей диссертации и при подготовке исходных материалов, в частности, к.т.н. Самохвалову Никите Игоревичу и Фёдоровой (Иванцив)

выражает и горному инженеру-геофизику Сребродольской Татьяне Алексеевне за то, что научили писать, привили любовь к своей профессии, помогали формулировать мысли, давали мудрые советы и всячески поддерживали на каждом этапе.

Анастасии Юрьевне.

Особую благодарность авто

доценту, к.г.-м.н. Сребродольскому Андрею Денисовичу

ГЛАВА 1 Современные подходы к обработке и интерпретации данных азимутального гамма-гамма плотностного каротажа

1.1 Особенности регистрации данных приборами азимутального ГГК-п

На сегодняшний день на территории Российской Федерации наиболее часто эксплуатируются приборы азимутального гамма-гамма литоплотностного каротажа, представленные в таблице 1.1. Модули азимутального ГГК-п, разработанные компанией ООО «НПП Энергия», используются также в компоновках других отечественных и зарубежных сервисных компаний. Например, АО НПФ «Геофизика» имеет свой комплекс ГИС в процессе бурения, но модули азимутального нейтрон-нейтронного и гамма-гамма плотностного каротажей используются производства ООО «НПП Энергия» [43]. По лицензии ООО «НПП Энергия» изготавливают зонды ГГК-лп ООО «ГЕОМАШ» и ООО «ГЕРС Инжиниринг». Компания Schlumberger является одним из основных заказчиков модуля азимутального ГГК-п у компании «НПП Энергия» [44].

В диссертационной работе обрабатывались геофизические данные, зарегистрированные приборами ООО «НПП Энергия» и Halliburton.

Таблица 1.1 - Приборы азимутального ГГК-п

Наименование прибора Компания-производитель

2ННК-ГГКШ-ЬТО-121 [97], LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГКс [98] ООО «Н1Ш Энергия», Россия

ADN, EcoScope [92] Schlumberger

ALD [99] Halliburton

LithoTrak Baker Hughes

Согласно источнику [19], по состоянию на 2021 год приборы Ь'О ООО «НПП Энергия» являются единственными приборами отечественного производства, применяемыми в процессе бурения, относительно которых было принято решение экспертно-технического совета Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых о включении в реестр технологий, допущенных для получения данных, используемых при подсчёте запасов углеводородного сырья, для обоснования эффективных толщин, пористости и плотности горных пород в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Азимутальный прибор ГГК-лп в блоке Ь'О каротажа включает в себя два детектора (ближний для регистрации ГГК-с и дальний для ГГК-п), которые вращаются вокруг оси прибора вместе с вращением бурильной колонны. Записываемая этими датчиками информация группируется по выбранному числу секторов (8 или 16 (рисунок 1.1)), в приборах имеются встроенные X-, У-магнитометры для ориентации данных по азимуту. Чем больше секторов, тем выше азимутальное разрешение и детальнее и точнее имидж. Каждому сектору соответствует кривая скоростей счёта детектора (секторные кривые), из которых по специальным алгоритмам формируются итоговые кривые плотности.

Плотная порода

Коллектор

Рисунок 1.1 - Азимутальное разрешение имиджа 16 секторов

При регистрации ГГК-п азимутальными приборами формируются различные кривые плотности, в частности:

1) кривая средней плотности ГГК-п.ср;

2) кривые плотности по четвертям (нижняя, верхняя, левая, правая -кривые ГГК-п.низ, ГГК-п.верх, ГГК-п.лев, ГГК-п.пр соответственно);

3) кривая по лучшему замеру ГГК-п.мин (по отфильтрованным на каждом кванте глубины низким скоростям счёта детектора по всему периметру скважины (Halliburton) или только в нижней половине секторов (ООО «НПП Энергия»), то есть по высоким плотностям).

Кривая средней плотности ГГК-п.ср рассчитывается как среднее арифметическое между всеми значениями плотности, попавшими на данный квант глубины [48].

Кривая плотности по нижней четверти формируется как среднее арифметическое среди данных, отнесённых к нижней четверти скважины. Замеры распределяются в конкретный сектор в зависимости от положения окна детектора в скважине (определяется с помощью двух X-, Y- магнитометров в приборе ГГК-п) [48]. В нефтегазовом словаре компании Schlumberger [100] приводятся аналогичные описания формируемых кривых. По тому же принципу формируются другие кривые по четвертям (ГГК-п.верх, ГГК-п.лев, ГГК-п.пр).

Вышеперечисленные кривые гамма-гамма плотностного метода зачастую не отражают истинную плотность пород, вскрытых горизонтальной скважиной, из-за

влияния бурового раствора на участках расширенного ствола скважины [48], при спиралевидном строении ствола скважины или в других условиях.

Для минимизации такого влияния в компании Halliburton разработан алгоритм выбора лучшего замера (низких скоростей счёта детектора или уплотнённого режима замера), целью которого является отбор на каждом кванте глубины замеров плотности [48], полученных в точках окружности, характеризующихся наилучшим прижатием детектора гамма-квантов к стенке скважины (кривая ГГК-п.мин). Этот алгоритм подробно рассматривается в работе [65]. Алгоритм выбора низких скоростей счёта - это алгоритм выбора высоких плотностей.

Для данных, зарегистрированных отечественным прибором, сконструированным ООО «НПП Энергия», минимальные скорости счёта детектора ГГК-п.мин отбираются только в нижней половине секторов.

Стоит отметить, что оба алгоритма основаны на методах математической статистики и реализуются только при вращении прибора и при наличии значительного контраста по плотности на данном кванте глубины, например, при наличии каверны или при пересечении скважиной границ пластов разной плотности. Недостатком обоих алгоритмов является предположение о том, что снижение плотности вызывается отсутствием надёжного прижатия детектора к стенке скважины, то есть наличием каверны, поэтому в тех случаях, когда на одном кванте измеренной глубины горизонтальная скважина пересекает 2 или более пластов различной литологии, не всегда очевидно, свойство какой из пород отображает кривая по лучшему замеру. А при пересечении скважиной границы коллектора и плотной породы алгоритм, выбирая низкие скорости счёта, то есть высокие плотности, будет отображать свойства плотного пласта.

В связи с вышеизложенным, по мнению [40], необходимо учитывать влияние структурного фактора на запись кривой плотности «с минимальной поправкой» (то есть по минимальным скоростям счёта или по лучшему замеру) и исключить его с помощью вшивки дополнительной кривой, наиболее соответствующей остальным методам ГИС. Однако, по мнению автора настоящей

работы, такой подход лишает смысла саму кривую минимальных скоростей счёта и может быть оправдан только при её отсутствии или браке записи. При этом алгоритм выбора минимальных скоростей счёта требует дальнейшего совершенствования.

Сравнение кривых плотности по нижней четверти ГГК-п.низ, по верхней четверти ГГК-п.верх, средней плотности ГГК-п.ср и плотности по минимальным скоростям счёта детектора ГГК-п.мин, зарегистрированных прибором ALD компании Halliburton, приведено на рисунке 1.2. В центре имиджа плотности - низ скважины. Из рисунка видно, что при вскрытии однородных отложений все 4 кривые плотности сходятся. Значительные расхождения наблюдаются при вскрытии пласта другой литологии (контрастной плотности) низом или верхом скважины. При этом значения ГГК-п.ср начинают меняться плавно, а ГГК-п.низ и ГГК-п.верх - скачкообразно. Алгоритм выбора минимальных скоростей счёта детектора в компании Halliburton реализовывается только тогда, когда среднеквадратическое отклонение показаний от теоретического распределения больше 1.2, при этом отфильтровываются не только минимальные, но и близкие к ним значения. Поэтому на участках частичного вскрытия аргиллита нижней частью скважины отсчёты кривой ГГК-п.мин близки к отсчётам кривой ГГК-п.низ, а верхней частью скважины - ГГК-п.верх, но не равны им. На глубине 2693.2 м по стволу на кривой ГГК-п.мин наблюдается резкий скачок, она перестаёт сходиться с кривой ГГК-п.верх и в интервале 2694.0 - 2695.8 м по стволу сходится с кривой ГГК-п.ср. Это объясняется тем, что начиная с глубины 2693.2 м доля плотных пород, характеризующихся минимальными скоростями счёта, на кванте глубины значительно снижается и среднеквадратическое отклонение показаний от теоретического распределения становится меньше 1.2, поэтому алгоритм выбора минимальных скоростей счёта перестаёт реализовываться и регистрируются средние значения плотностей. Ниже в однородных отложениях все 4 кривые плотности сходятся.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сребродольская Мария Андреевна, 2024 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Андреев Е. А., Сребродольская М. А. Система автоматической оценки погрешностей результатов определения угла падения трещинных систем и пластов по данным приборов ГГК-лп // Инновации в науке и практике: Сборник трудов по материалам VI Всероссийского конкурса научно-исследовательских работ, Уфа, 30 марта 2021 года. - Уфа: Общество с ограниченной ответственностью Издательство «Аспект Пресс», 2021. - С. 148-157.

2. Батлер Р. М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 536 с.

3. Бокарёв А. Ю. ТесЙ^ 3D Petrophysics - специальная методика определения истинных петрофизических свойств в горизонтальных скважинах // Техническая конференция SPE: Строительство, исследование и заканчивание горизонтальных, многоствольных скважин и скважин с большим отходом от вертикали.

4. Бокарёв А. Ю., Мингазов А. Н., Исмагилов А. Т. Трехмерный анализ данных ГИС в горизонтальных скважинах на примере неокомских отложений Западной Сибири // Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE, г. Москва. - 2016 г.

5. Бокарёв А. Ю., Ризванов М. Дж. Особенности интерпретации данных геофизических исследований LWD в горизонтальных скважинах в условиях тонкой слоистости // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2016. - № 44. - С. 49-57.

6. Бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин на суше и на море: учеб. пособие для студентов специальностей 130504, 130503, 130202, 190900, 220200 / А. И. Архипов, С. В. Воробьев, И. В. Доровских [и др.] - Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2010. - 120 с.

7. Бутолин С. Л., Черменский В. Г. ООО «НПП Энергия» - 10 лет! // НТВ «Каротажник». - 2021. - №. 6 (312). - С. 224-234.

8. Велижанин В. А., Лобода Н. Г. Глубинность исследования сечения захвата нейтронов и возможность его использования при проводке горизонтальных скважин (по результатам математического моделирования) // НТВ «Каротажник». - 2023. - № 2 (322). - С. 47-61.

9. Велижанин В. А., Черменский В. Г., Меженская Т. Е. Возможность оценки профиля скважины по данным плотностного гамма-гамма каротажа // НТВ «Каротажник». - 2022. - № 2 (316). - С. 28-33.

10. Геофизические исследования скважин: в 3 т. Т. 2. Регистрация данных и области применения. О. Серра, Л. М. Серра. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2017. - 792 с.

11. Дахнов В. Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин (основы теории). Учеб. для ВУЗов. - М.: Недра, 1988.

12. Десятникова А. Э. Подсчет запасов нефти, растворенного газа и сопутствующих компонентов, ТЭО КИН *** месторождения. АО «ВНИИнефть», Москва 2013 г.

13. Дьяконова Т. Ф., Исакова Т. Г. Возможности и ограничения в определении свойств коллекторов по керну и ГИС в горизонтальных скважинах // Геофизика. - 2017. - №5. - С. 134-142.

14. Золоева Г. М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС. - М.: Недра, 1995. - 212 с.

15. Импортозамещение каротажа в процессе бурения с использованием азимутального литоплотностного и нейтрон-нейтронного модуля / Д. Н. Крючатов, Э. Р. Байбурин, А. В. Натальчишин [и др.] // НТВ «Каротажник». - 2020. - № 2 (302). - С. 50-62.

16. Инновационные технологии и подходы интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах / Н. В. Щетинина, А. В. Мальшаков, М. А. Басыров [и др.] // Российская нефтегазовая техническая конференция БРБ, 16-18 октября 2017 г, Москва.

17. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2005. - 780 с.

18. Искужин Д. Г. Особенности проведения геофизических исследований в процессе бурения скважин // НТВ «Каротажник». - 2022. - № 1 (315). - С. 129137.

19. Использование аппаратуры литолого-плотностного и нейтронного каротажа для геонавигации во время бурения / А. В. Паникаровских, Д. Ю. Моргун, А. Н. Воробьев, Г. Е. Евгеньев // НТВ «Каротажник» - 2021. - № 7 (313). С. - 3-13.

20. Каракуша Г. Г. Пересчет запасов углеводородного сырья *** нефтяного месторождения Пермского края // Отчет о научно-исследовательской работе. - г. Пермь: ООО «ПермНИПИнефть». - 2020 г.

21. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин. - М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2011. - 219 с.

22. Кожевников Д. А., Коваленко К. В., Лазуткина Н. Е. Теория геофизических методов исследований скважин. Учебное пособие. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2018. -188 с.

23. Кожевников Д. А., Лазуткина Н. Е., Коваленко К. В. Определение эффективной пористости в гранулярном коллекторе по данным ГИС с обоснованием опорных параметров // НТВ «Каротажник». - 2016. - № 1(259). -С. 45-54.

24. Количественная петрофизическая оценка пластов коллекторов в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах с использованием данных каротажа во время бурения: пример применения методики комплексного моделирования к полевым данным ГИС / А. Мендоза, Ф. Гэйлот, Д. Мардон [и др.] // Этот доклад был приготовлен для представления на 2010 Российской нефтегазовой технической конференции и выставке в Москве 26-28 октября 2010.

25. Коломыцев А. В., Кнеллер И. Л., Сазонова Е. В. Обоснование необходимости трехмерного подхода к интерпретации данных каротажа горизонтальных скважин // НТВ «Каротажник». - 2019. - №3 (297). - С. 73-84.

26. Копылов В. Е. Пересчёт запасов УВ и ТЭО КИН *** месторождения, Том I. Книга 1. Текст. Пересчёт начальных геологических запасов УВ *** месторождения. ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Москва 2012.

27. Кравец В. Отчет ЯР1: Развитие рынка MWD/LWD - Свет в конце туннеля появился // ЯООТЕС. Российские нефтегазовые технологии. - 2021. -№ 67. - С. 26-43.

28. Латышова М. Г., Дьяконова Т. Ф., Цирульников В. П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчёте запасов нефти и газа. -М.: Недра, 1986. - 121 с.

29. Лукьянов Э. Е., Стрельченко В. В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997, 699 с.

30. Метод определения залегания горных пород одно- и двухмерными данными геофизических исследований в процессе бурения (LWD) для геонавигации скважин / Ц. Шао, С. Сюй, Е. Юань [и др.] // Геофизика. -2022. № 5. - С. 67-75.

31. Михайлов Н. Н. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем): Том 1: Учебное пособие. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 448 с.

32. Молчанов А. А., Лукьянов Э. Е., Рапин В. А. Геофизические исследования горизонтальных скважин: учебное пособие. - С.-Петербург:

Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы (МАНЭБ), 2001, 298 с.

33. Новые подходы и технологии интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин / Н. В. Щетинина, А. В. Мальшаков, М. А. Басыров [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». -2016. - № 43. С. - 6-14.

34. Обработка результатов измерений физических величин. Учебное пособие для лабораторного практикума по физике / С. А. Фокин, А. М. Бармасова, М. А. Мамаев. Под ред. С. А. Фокина. - СПб.: РГГМУ, 2009. - 58 с.

35. Пат. 2805293 Рос. Федерация, МПК G01V 11/00. Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах / Коваленко К. В., Мартынов В. Г., Лазуткина Н. Е.; патентообладатель ФГАОУВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина». - № 2023112762; заявл. 17.05.2023; опубл. 13.10.2023, Бюл. № 29.

36. Перспективы использования информации, полученной при исследовании горизонтальных скважин, в корпоративных инструментах геологического моделирования / А. В. Гагарин, Р. К. Газизов, Н. О. Новиков [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2016. - № 43. - С. 15-19.

37. Подсчёт геологических запасов нефти и растворенного газа *** месторождения и ТЭО КИН // Отчет о научно-исследовательской работе. - г. Тверь. - 2023.

38. Подсчёт запасов нефти, свободного газа, газа газовой шапки, конденсата и ТЭО КИН по пластам мелового и юрского возраста Месторождения *** / Дементьева О. М. и др. ООО «ЦНИП ГИС», Москва 2011 г.

39. Построение числовой геологической модели, пересчет геологических запасов нефти и ТЭО КИН *** месторождения / А. Ш. Гарипова, Р. И. Гордина, О. Б. Кузьмичев [и др.] // Учетная карточка изученности. - г. Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть». - 2010.

40. Потысьев В. С. Автоматизация подготовки и интерпретации данных геофизических методов исследования скважин при эксплуатационном бурении // НТВ «Каротажник» - 2023. - № 3 (323). - С. 39-48.

41. Практические аспекты интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах / А. В. Чашков, Е. В. Шкунов, Е. И. Черепанова, К. Ежов // Техническая конференция SPE: Петрофизика XXI: На встречу новым вызовам, г. Петергоф. -2016.

42. Применение нового концептуального подхода к использованию данных ГИС в горизонтальных и сильно искривлённых скважинах / Л. Д. Елисеева, Г. С. Стунжа, К. О. Шмыгля, А. А. Бовыкин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2016. - № 44. - С. 32-37.

43. Радиоактивный каротаж в процессе бурения (зарубежная и российская аппаратура) / И. В. Геник, Г. С. Кашин, Д. Н. Крючатов, А. В. Шумилов // НТВ «Каротажник». - 2019. - №5 (299). - С. 142-154.

44. Роснефть и Шлюмберже развивают рынок локального высокотехнологичного оборудования для бурения скважин / А. Ю. Бокарёв, Д. С. Леонтьев, А. Н. Мингазов [и др.] // ROGTEC. Российские нефтегазовые технологии. - 2021. - № 65. - С. 50-60.

45. Савич А. Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы // НТВ «Каротажник». - 2010. - № 2 (191). - С. 16-37.

46. Селиванова Н. Е. Создание цифровой геологической модели, подсчет запасов нефти и растворенного газа *** месторождения. ООО «Недра-Консалт», Тюмень 2006 г.

47. Сопровождение постоянно действующей трёхмерной геолого-гидродинамической модели *** месторождения / Байгузина Э. Р. и др. ООО «НЗНП Трейд», Тюмень 2019 г.

48. Сребродольская М. А. Выделение коллекторов по азимутальным данным гамма-гамма плотностного метода в горизонтальных скважинах // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России: Сборник трудов XIII Всероссийской научно-технической конференции, Москва, 01 октября 2020

года. - Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2020. - С. 252-258.

49. Сребродольская М. А. Выделение продуктивных интервалов и оценка их пористости по данным азимутального гамма-гамма плотностного каротажа в горизонтальных скважинах // ГеоЕвразия-2021. Геологоразведка в современных реалиях: Труды IV Международной геолого-геофизической конференции и выставки, Москва, 02-04 марта 2021 года / ООО «ГеоЕвразия». Том II. - г. Тверь: ООО «ПолиПРЕСС», 2021. - С. 133-135.

50. Сребродольская М. А. Особенности проведения каротажа в процессе бурения горизонтальных скважин для оценки фильтрационно-емкостных свойств горных пород // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина. - 2019. - № 1(294). - С. 45-57.

51. Сребродольская М. А., Федорова А. Ю., Фролов В. М. Исследование горизонтальных скважин азимутальными приборами // Западно-Сибирский нефтегазовый конгресс: сборник научных трудов XI Международного научно-технического конгресса студенческого отделения общества инженеров-нефтяников - Society of Petroleum Engineers (SPE), Тюмень, 24-27 мая 2017 года. -Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2017. - С. 88-90.

52. Сребродольская М. А., Фёдорова А. Ю., Фролов В. М. Применение азимутальных приборов в процессе бурения горизонтальных скважин // Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России: Сборник тезисов, Москва, 12-14 февраля 2018 года. - Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 2018. - 610 с.

53. Стрельченко В. В. Геофизические исследования скважин. Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2008. - 551 с.

54. Структурная геонавигация - путь к росту производительности / Аймен Амер, Филиппо Кинеллато, Стив Коллинз [и др.] // «Нефтегазовое обозрение», Сборник I: избранные статьи из журнала «Oilfield Review», том 24, №3 (осень 2012 г.); том 24, №4 (зима 2012-2013 гг.); том 25, №1 (весна 2013 г.). С. 72-95.

55. Сырмолотов А., Наумов Ю. Визуализация ствола скважины на основе данных микроимиджера // Oil&Gas Journal Russia. - 2015. - №2 1-2 (90). - С. 46 - 48.

56. Теория методов ГИС. Геофизические методы исследования скважин: Учебник / Под ред. Д. А. Кожевникова. - М.: Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2015. - 618 с.

57. Технологии интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин: настоящее и будущее / Н. В. Щетинина, М. А. Басыров, И. А. Зырянова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 11, - С. 26-31.

58. Токарев А. А. Переинтерпретация материалов ГИС *** месторождения, проведение исследований керна для определения петрофизических зависимостей. ООО «КогалымНИПИнефть», Когалым, 2016 г.

59. Чашков А. В. Математическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств геологических сред с использованием данных геофизических исследований скважин: диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук: 25.00.10. - Красноярск, 2011. - 142 с.

60. Чашков А. В., Гордеев Я. И., Менякин В. Ф. Опыт применения геонавигации при бурении горизонтальных скважин в условиях засолоненного коллектора Восточной Сибири // Этот доклад был подготовлен для презентации на Конференции SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике 18-20 октября 2011 года в Москве, Россия.

61. Эффективное изучение и проводка горизонтальных скважин требуют расширенного комплекса исследований / Э. Е. Лукьянов, К. Н. Каюров, В. Н. Еремин [и др.] // НТВ «Каротажник». - 2019. - №4 (298). - С. 114-134.

62. Эюбов Ф. Т. Подсчёт запасов нефти и растворенного газа, ТЭО КИН *** месторождения // Отчет о научно-исследовательской работе. - г. Уфа: ООО «РН-УфаНИПИнефть». - 2012.

63. 3D Parametric Inversion for Interpretation of Logging-While-Drilling Density Images in High-Angle and Horizontal Wells / Sushil Shetty, Dzevat Omeragic, Tarek Habashy [et al.] // Petrophysics, vol. 54, NO. 4 (August 2013); p. 324-340.

64. 3D Petrophysical Interpretation of Horizontal Wells / Alexander Kolomytsev, Ekaterina Sazonova, Ekaterina Ageeva [et al.] // This paper was prepared for presentation at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 24-26 September 2018.

65. Accurate MWD Density Measurements With Very Large Standoffs / R. L. Spross, T. M. Burnett, C. A. Golla, C. Huiszoon // Paper presented at the SPWLA 36th Annual Logging Symposium, Paris, France, June 1995.

66. Akinsanmi O. B., Aibangbe O., Kienitz C. Application of Azimuthal Density While Drilling Images for Dips, Facies and Reservoir Characterization - Niger/Delta Experience // This paper was prepared for presentation at the SPE European Petroleum Conference held in Paris, France, 24-25 October 2000.

67. Application of Azimuthal Density While Drilling Images for Dips, Facies and Reservoir Characterization - Niger/Delta Experience / O. B. Akinsanmi, L. E. Anwasi, M. A. Ogundana [et al.] // This paper was prepared for presentation at the SPE/Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Alberta, Canada, 6-8 November 2000.

68. Azimuthal Porosity While Drilling / J. Holenka, D. Best, M. Evans [et al.] // Paper presented at the SPWLA 36th Annual Logging Symposium, Paris, France, June 1995.

69. Bigelow E. L., Cleneay C. A. A New Frontier: Log Interpretation in Horizontal Wells // SPWLA 33rd Annual Logging Symposium, June 14-17, 1992.

70. Case Study: Application of Azimuthal Resistivity, Azimuthal Density, and Resistivity Inversion to Geosteer in a Clastic Stringer, Saudi Arabia / Craig Saint, Sergey Martakov, Asim Mumtaz [et al.] // This paper was prepared for presentation at the SPE Saudi Arabia Section Annual Technical Symposium and Exhibition held in Al-Khobar, Saudi Arabia, 21-24 April 2014.

71. Effect of Permeability Anisotropy on the Production of Multi-Scale Shale Gas Reservoirs / Ting Huang, Zhengwu Tao, Erpeng Li [et al.] // Energies, 2017.

72. Hezhu Yin, Pingjun Guo, Alberto Mendoza. Comparison of Processing Methods to Obtain Accurate Bulk Density Compensation and Azimuthal Density Image

from Dual-Detector Gamma Density Measurements in High Angle and Horizontal Wells // This paper was prepared for presentation at the SPWLA 49th Annual Logging Symposium held in Edinburg, Scotland, May 25-28, 2008.

73. In the Driver's Seat with LWD Azimuthal Density Images / Gene Ballay, Hussein Al-Ali, Scott Amos, Bob Dennis // This paper was prepared for presentation at the IADC/SPE Middle East Drilling Technology held in Bahrain, 22-24 October 2001.

74. Innovative Techniques Applied to Logging-WhileDrilling Azimuthal Density Data for Reducing Structural Uncertainties / Franck Michel, David Hinz, Tim Parker [et al.] // SPWLA 57th Annual Logging Symposium, June 25-29, 2016.

75. Jennifer Market, Timothy J. Parker. Reliable LWD Caliper Measurements // Offshore Europe, 6-8 September 2011.

76. Kolomytsev A., Pronyaeva Yu. 3D Petrophysics for HAWE. Case studies // This paper was prepared for the SPWLA 62nd Annual Logging Symposium held online from May 17-20, 2021.

77. LWD Azimuthal Density Logging in Liverpool Bay, UK as an Aid to Completion Planning via Fault and Fracture Detection / Giancarlo Rizzi, Brian Callaghan, Jonathan Lean [et al.] // SPWLA 48th Annual Logging Symposium, June 3-6, 2007.

78. Malcolm Rider, Martin Kennedy. The Geological Interpretation of Well Logs. Third Edition. Published by Rider-French Consulting Ltd. Scotland. 2014.

79. Mapping the Bakken with Azimuthal Gamma Ray / Susana Gutierrez Carrilero, David Hinz, Gordon Moake [et al.] // International Petroleum Technology Conference held in Bangkok, Thailand, 14-16 November 2016.

80. Moran J. H., Gianzero S. Effects of formation anisotropy on resistivity-logging measurements // Geophysics, - 1979. Vol. 44, Issue 7. - P. 1266-1286.

81. New Logging-While-Drilling Azimuthal Density Sensor for Large Borehole Applications - Gulf of Mexico Case Studies / Franck Michel, Tim Parker, Allan Rennie [et al.] // This paper was prepared for presentation at the Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, USA, 30 April - 3 May 2018.

82. Nicholas Harvey, Dean Norcross. Using Borehole Images to Improve Permeability Estimates // SPWLA 51st Annual Logging Symposium, June 19-23, 2010.

83. Novel Approach to Quantifying Deepwater Laminated Sequences Using Integrated Evaluation of LWD Real-Time Shear, Porosity, Azimuthal Density and HighResolution Propagation Resistivity / Katerina Yared, Mauro Pelorosso, Ismail Altintutar [et al.] // This paper was prepared for presentation at the SPE Deepwater Drilling and Completions Conference held in Galveston, Texas, USA, 5-6 October 2010.

84. Overview of high-angle and horizontal well formation evaluation: issues, learnings, and future directions / Q. R. Passey, H. Yin, C. M. Rendeiro, D. E. Fitz // Paper a presented at the SPWLA 46th Annual Logging Symposium, New Orleans, LA, 27-29 June 2005.

85. Quantitative Formation Evaluation in High Angle and Horizontal Wells - A Step Change in Reservoir Characterization / Jin Juan Zhou, Pingjun Guo, Alberto Mendoza [et al.] // This paper was prepared for presentation at the International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 20-22 January 2014.

86. Rapid Modeling of LWD Nuclear Measurements Acquired in High-Angle and Horizontal Wells for Improved Petrophysical and Geometrical Interpretation / Olabode Ijasan, Carlos Torres-Verdin, William Preeg, Alberto Mendoza // SPWLA 52nd Annual Logging Symposium, May 14-18, 2011.

87. Roger Griffiths. Well Placement Fundamentals. Schlumberger. 2009. -

215 p.

88. Running LWD Azimuthal Sonic and Azimuthal density in tandem confirms the Azimuthal sonic technology for Real time dip picking and geosteering application. Middle East case study / Andrey Nestyagin, Saif Al Arfi, Hassan Mostafa [et al.] // This paper was prepared for presentation at the SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition held in Dammam, Saudi Arabia, 24-27 April 2017.

89. Singer J. M. An Example of Log Interpretation in Horizontal Wells // The Log Analyst. March-April, 1992.

90. Stockhausen E. J., Lesso W. G. Continuous Directional and Inclination Measurements Lead to an Improvement in Wellbore Positioning // This paper was prepared for presentation at the SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 19-21 February 2003.

91. Tegwyn Perkins, John A. Quirein, Timothy J. Parker. Wireline and LWD Borehole Image Log Dip and Azimuth Uncertainty // SPWLA 50th Annual Logging Symposium, June 21-24, 2009.

92. Warwick Wheatley. Logging While Drilling Interpretation Training Package. GFE Project - Warwick Wheatley. Schlumberger. United Kingdom Training Centre, UK.

93. Wellbore Placement in the Middle Bakken Formation Using an Azimuthal Gamma-Ray Measurement / Susana Gutierrez Carrilero, Tim Parker, David Hinz [et al.] // Unconventional Resources Technology Conference held in San Antonio, Texas, USA, 1-3 August 2016.

94. Workflow for Determining Layer Properties from Density and Neutron Logs in High-Angle and Horizontal Wells / Hui Xie, Chris Morriss, John Rasmus [et al.] // This paper was prepared for presentation at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference held in Abu Dhabi, UAE, 7-10 November 2016.

95. Журнал «Бурение и нефть». Горизонтальное и наклонно-направленное бурение: ответ на вызов времени. - URL: https://burneft.ru/archive/issues/2021-10/3 (дата обращения 12.11.2023).

96. Каталог интерпретационных решений. Schlumberger. - 2017. - URL: https://www.slb.ru/upload/iblock/8b3/ds catalogue 2017 upd.pdf (дата обращения 01.03.2023).

97. Сайт компании ООО «НПП Энергия». Прибор LWD121-2HHK-ГГКЛП. - URL: https://power-np.ru/pribor-lwd121 -2nnk-ggklp (дата обращения 30.01.2020).

98. Сайт компании ООО «НПП Энергия». Прибор LWD172-2HHK-ГГКЛП-3ГК - URL: http://power-np.ru/pribor-lwd-ggkp-ank-gk-172 (дата обращения 30.01.2020).

99. ALD Halliburton. - URL: https://www.youtube.com/watch?v=aC8Q9qM0TSo (дата обращения 01.12.2023).

100. Energy Glossary. Azimuthal Density. - URL: https://glossarv.oilfield.slb.eom/en/terms/a/azimuthal density (дата обращения 11.07.2021).

101. This is Schlumberger. Thrubit animation in level-4. - URL: https://www.youtube.com/watch?v=KtqwTiQPU2M (дата обращения 01.08.2021).

102. ThruBit. Геофизические исследования скважин через долото. Schlumberger. Брошюра. Торговая марка компании Шлюмберже. - 2015. - URL: www.slb.com/thrubit (дата обращения 01.08.2021).