Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Попова, Наталья Сергеевна

• Попова, Наталья Сергеевна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Попова, Наталья Сергеевна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Применяемые методики интерпретации данных геофизических и лабораторных методов исследований карбонатных коллекторов

1.2. Обоснование выбора объектов исследований и их охват комплексом

ГИС

Выводы

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ АКУСТИЧЕСКОГО, НЕЙТРОННОГО И ГАММА-ГАММА МЕТОДОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ И ВТОРИЧНОЙ ПОРИСТОСТИ

2.1. Предпосылки применения геофизических исследований для литологического расчленения карбонатных пород

2.2. Определение общей пористости

2.2.1. Решение системы уравнений

2.2.2. Построение зависимостей поданным ГИС

2.2.3. Сопоставление пористости, определенной по гамма-гамма-плотностному методу (ГГК-П) с пористостью, определенной по нейтронному (ННК-Т) и акустическому (АК) методам

2.3. Определение вторичной пористости

Выводы

ГЛАВА 3. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СЕРПУХОВСКО-БАШКИРСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНБВИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Геолого-геофизическая характеристика Уньвинского поднятия

3.2. Актуализация геологической модели

Выводы

ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ СЕРПУХОВСКО-БАШКИРСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНЬВИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ НОВОЙ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ

4.1. Краткий анализ текущего состояния разработки

4.1.1. История проектирования

4.1.2. Состояние разработки месторождения

4.2. Концепция оптимизации процесса разработки на основе новой геолого-

геофизической информации

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Графические приложения

Табличные приложения

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИХ И ТАБЛИЧНЫХ ПРИЛОЖЕНИЙ

Графическое приложение 1. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Маговское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 2. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Уньвинское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 3. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Гагаринское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 4. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Юрчукское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 5. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Колвинская разведочная площадь, пласт

Бш

Графическое приложение 6. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Забродовская разведочная площадь (обобщенные

зависимости), пласт Т-Фм

Графическое приложение 7. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (<?), водородосодержания (г). Забродовская разведочная площадь (обобщенные

зависимости), пласт Бш

Графическое приложение 8. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Ильичевское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 9. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Жуковская разведочная площадь, пласт

Бш

Графическое приложение 10. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Жуковская разведочная площадь, пласт Т-

Фм

Графическое приложение 11. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в),

водородосодержания (г). Чайкинское месторождение, пласт Т-Фм

Графическое приложение 12. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Енапаевская разведочная площадь, пласт Т-

Фм

Графическое приложение 13. Петрофизические зависимости плотности от интервального времени пробега Р-волны (а); изменения коэффициента пористости от плотности (б), интервального времени пробега Р-волны (в), водородосодержания (г). Енапаевская разведочная площадь, пласт

Бш

Графическое приложение 14. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Маговское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 15. График сопоставления пористости,

определенной по АК и ННК-т. Уньвинское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 16. График сопоставления пористости,

определенной по АК и ННК-т. Гагаринское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 17. Графики сопоставления пористости, определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Юрчукское месторождение, пласт Бш

определенной по АК и ННК-т. Колвинская площадь, пласт Бш

Графическое приложение 19. График сопоставления пористости, определенной по АК и ННК-т. Енапаевская площадь, пласт Бш

Графическое приложение 20. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Енапаевская площадь, пласт Т

Графическое приложение 21. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Чайкинское месторождение, пласт Т

Графическое приложение 22. Графики сопоставления пористости, определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Ильичевское месторождение, пласт Бш..115 Графическое приложение 23. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Жуковская площадь, пласт Т

Графическое приложение 24. Графики сопоставления пористости,

определенной по АК, ННК-т и ГГК-п. Забродовская площадь, пласт Т-Фм

Графическое приложение 25. Иллюстрация влияния доломитизации на пористость, определенную по АК и ННК-т. Гагаринское месторождение, пласт

Бш

Графическое приложение 26. Иллюстрация влияния доломитизации на пористость, определенную по АК и ННК-т. Енапаевская площадь, пласт Бш

Фм

Графическое приложение 28. Иллюстрация влияния доломитизации на пористость, определенную по АК и ННК-т. Чайкинское месторождение, пласт Т-

Фм

Графическое приложение 29. Иллюстрация влияния кавернозности на

показания АК. Маговское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 30. Иллюстрация влияния кавернозности на

показания АК и ННК-т. Уньвинское месторождение, пласт Бш

Графическое приложение 31. Иллюстрация влияния кавернозности на

показания АК и ННК-т. Енапаевская площадь, пласт Бш

Табличное приложение 1. Комплекс ГИС в скважинах с отбором керна по

объектам Бш, Т, Фм

Табличное приложение 2. Гидродинамические и потокометрические исследования в скважинах с отбором керна по объектам Бш, Т, Фм

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов для оптимизации процесса разработки нефтяных залежей»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы диссертации

Одними из наиболее распространенных пород осадочного чехла Земли являются карбонатные, а приуроченные к ним коллекторы, содержащие углеводороды, развиты повсеместно, на них приходится более половины мировой добычи нефти. Изучение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных пород-коллекторов сопряжено с трудностями, обусловленными сложным строением порового пространства и разнообразным литологическим составом, что связано с условиями осадконакопления и постседиментационными процессами.

Отсутствие универсальной технологии изучения нефтенасыщенных карбонатных пород-коллекторов геофизическими и лабораторными методами по определению литологического состава и особенностей структуры порового пространства, влияющих на фильтрационно-емкостные свойства, требует разработки методических приемов детальной дифференциации изучаемых пород по разрезу и площади.

Цитологический фактор определяет закономерности распространения трещиноватости и кавернозности, существенно влияющих на скорость и направление продвижения пластовых флюидов в породах-коллекторах при разработке нефтяных залежей. Поэтому изучение карбонатных пород геофизическими методами в комплексе с лабораторными исследованиями является залогом успешного моделирования геологического строения нефтяных залежей и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Цель исследований

Разработка приемов комплексной интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) и данных керна для повышения эффективности эксплуатации нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих проблем интерпретации ГИС и лабораторных исследований керна при изучении карбонатных пород.

2. Разработка и апробация методических приемов определения общей и вторичной пористости карбонатных пород по геолого-геофизическим данным на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

3. Актуализация геологической модели серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения на основе предложенных методических приемов.

4. Формулировка рекомендаций по корректировке процесса разработки нефтяной залежи с учетом литолого-структурной дифференциации пород на основе геолого-геофизической информации.

Объекты исследований

Карбонатные фаменско-турнейские, серпуховско-башкирские и сульфатно-карбонатные сакмарские отложения нефтяных месторождений Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и платформенной части Пермского Прикамья.

Методы исследований

1. Лабораторные исследования образцов керна (определение плотности, удельного электрического сопротивления, интервального времени распространения упругих колебаний, фильтрационно-емкостных свойств, петрографические исследования).

2. Геофизические исследования скважин (нейтрон-нейтронный, гамма-гамма, акустический, электромагнитный методы).

3. Методы промыслово-геофизического контроля (расходометрия, термометрия).

Научная новизна

1. Обоснована необходимость применения результатов комплексной интерпретации данных нейтрон-нейтронного (ННК-т), акустического (АК), гамма-гамма (ГГК-п), волнового акустического (ВАК) каротажа, исследований

керна для выявления особенностей карбонатных коллекторов, влияющих на качество их разработки.

2. Получены новые зависимости между коэффициентом пористости, определенным по керну, и показаниями геофизических исследований скважин в интервалах карбонатных пород-коллекторов ряда месторождений Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и платформенной части Пермского Прикамья.

3. Выявлены не изученные ранее структурные особенности серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения по результатам комплексной интерпретации ГИС, доказано влияние этих особенностей на разработку залежи.

4. Уточнено геологическое строение серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения на основе новой геолого-геофизической информации.

Практическая значимость исследований

1. Разработаны и адаптированы к конкретным литолого-физическим условиям методические приемы учета вещественного и структурного состава карбонатных пород-коллекторов, оказывающего существенное влияние на их эксплуатацию.

2. Выполнен сравнительный анализ эффективности применения нового подхода и существующих методов определения коэффициента пористости.

3. Актуализирована геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения.

4. Обоснован план эксплуатационного бурения и мероприятия по корректировке процесса разработки Уньвинского нефтяного месторождения на основе новой геолого-геофизической информации.

Полученные в процессе исследований результаты позволяют рекомендовать пересчет запасов рассмотренных месторождений Соликамской депрессии и платформенной части для повышения достоверности оценки балансовых и извлекаемых запасов и эффективности разработки пластов с трудноизвлекаемыми

запасами нефти. На примере рекомендаций по корректировке процесса разработки нефтяной залежи Уньвинского месторождения возможно формирование подобных предложений для месторождений-аналогов других регионов.

Основные защищаемые положения

1. Методические приемы определения общей и вторичной пористости карбонатных пород, основанные на сопоставлении данных геофизических исследований скважин с результатами исследований керна, позволяют детализировать геологические модели нефтяных залежей.

2. Актуализированная геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения, основанная на дифференциации отложений по геолого-геофизическим данным, позволяет локализовать участки, перспективные для бурения скважин.

3. Оптимизация процесса разработки нефтяного месторождения, основанная на использовании геолого-геофизической информации о литолого-структурных особенностях карбонатных пород, позволяет предотвратить неравномерную выработку запасов углеводородов.

Обоснованность и достоверность научных выводов и заключений

1. Обеспечена тесной корреляционной связью между показаниями ГИС и результатами исследований керна (60 скважин), отобранного из фаменско-турнейских, серпуховско-башкирских и сакмарских отложений нефтяных месторождений Соликамской депрессии и платформенной части Пермского Прикамья.

2. Доказана значительным объемом геофизической и геологической информации, полученной в процессе исследований.

3. Подтверждена результатами бурения горизонтальной скважины и процессом разработки серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения.

Реализация результатов исследований

Диссертация отражает результаты исследований автора, выполненных в период обучения в аспирантуре Пермского государственного национального исследовательского университета. Для исследований использованы материалы Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в городе Перми, в получении которых в период с 2010 по 2013 гг. автор принимал непосредственное участие в качестве исполнителя научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. Основные идеи автора, содержащиеся в диссертационной работе, находятся на этапе внедрения в производственную деятельность ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Личный вклад автора

Автором разработаны методические приемы изучения литолого-структурных особенностей карбонатных пород по результатам геофизических исследований скважин и на их основе актуализирована геологическая модель серпуховско-башкирской залежи Уньвинского нефтяного месторождения. Предложена концепция оптимизации системы разработки нефтяной залежи.

Публикации и апробация работы

По теме диссертации опубликовано 18 научных работ, из них 4 статьи - в рецензируемых научных изданиях, входящих в перечень ВАК. Основные результаты исследований и положения диссертационной работы докладывались на конференциях и семинарах различного уровня: Уральская молодежная научная школа по геофизике (г. Пермь, 2011); Конкурс на лучшую научно-техническую разработку молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» (г. Пермь, 2011, 2012, 2013); Конкурс молодых работников ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на лучшую научно-техническую разработку (г. Пермь, 2012, 2013); Всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире» с международным участием (г. Пермь, 2012); Всероссийская научно-практическая конференция «Развитие геофизических методов с позиций Первой Всесоюзной геофизической конференции» (г. Пермь, 2012); Конференция молодых ученых и

специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г. Москва, 2013, Диплом II степени); Конференция молодых ученых и специалистов организаций Группы «ЛУКОЙЛ» (г. Ухта, 2013); Международная школа-семинар «Петрофизическое моделирование осадочных пород» - Балтийская петромодель-2013 (г. Петергоф, 2013).

Объем и структура диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, общим объемом 128 страниц, содержит список использованных литературных источников, а также 26 рисунков, 33 графических и табличных приложения.

Благодарности

Автор выражает искреннюю благодарность директору Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, кандидату геолого-минералогических наук, доценту H.A. Лядовой за создание благоприятных условий для выполнения диссертации. Автор благодарит профессоров кафедры геофизики Пермского государственного национального исследовательского университета - Б.А. Спасского, В.П. Колесникова, A.C. Долгаля - за конструктивную критику и ценные замечания. Автор признателен друзьям и коллегам М.Г. Бояршиновой и A.B. Габнасырову за ценные советы по содержательной части ряда защищаемых положений.

Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук A.C. Некрасову.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

Карбонаты - соли угольной кислоты - широко распространены в осадочных породах и достаточно разнообразны. Наиболее важное породообразующее значение имеют кальцит, доломит, в меньшей степени сидерит, арагонит. Кроме того, встречаются и часто имеют важное генетическое значение магнезит, магний-железо-кальциевые карбонаты, из которых наиболее известен анкерит, стронцианит, родохрозит, давсонит и др. [63].

В группу карбонатных пород входят известняки, мергели и доломиты. По мнению Л.Б. Рухина [92] целесообразней выделять группу смешанных пород -доломито-известняков, в которых содержание каждого из обоих породообразующих минералов изменяется в пределах 40-60%. Известняками или доломитами следует называть породы, сложенные более чем на 60% кальцитом или доломитом. Мергели - карбонатные породы, содержащие примесь глинистых частиц. Сульфатно-доломитовыми породами являются некоторые доломиты, содержащие значительную примесь гипса и ангидрита [92].

Процессы диагенеза и эпигенеза обуславливают изменения карбонатных пород, в результате которых они приобретают весьма сложный минеральный состав и геометрию порового пространства, в связи с этим диапазон изменения их фильтрационно-емкостных свойств шире, чем в терригенных породах. Влияние вторичных преобразований пустотного пространства нарушает корреляционные связи между емкостными и фильтрационными свойствами, а многокомпонентность твердой фазы породы усложняет ее петрофизическую модель. По типу пористости карбонаты подразделяются на породы с первичной и вторичной структурой порового пространства.

К первичной пористости относят седиментационную, связанную с условиями осадконакопления и частично с уплотнением осадка, а также диагенетическую, связанную с постседиментационными преобразованиями, происходящими в нем. Коллекторские свойства карбонатных пород, связанные с

межзерновыми порами, определяются свойствами исходного материала: его химическим и гранулометрическим составом, типом цемента, степенью однородности и т.д.

Карбонатные породы с первичной структурой порового пространства имеют ограниченное распространение. В них чаще всего в результате постседиментационных процессов: растрескивания, выщелачивания, доломитизации, перикристаллизации, сульфатизации и других - развивается вторичная пористость. При наличии примесей глинистого, органического и кремнистого веществ последние три из указанных процессов имеют ограниченное распространение. Это объясняется тем, что названные вещества создают вокруг карбонатных зерен непроницаемую коллоидальную пленку и тем самым не только замедляют процессы доломитизации и перекристаллизации, но запечатывают на ранних этапах литогенеза имеющиеся в породах трещины и поры [49].

Литолого-структурные особенности карбонатных пород-коллекторов обусловливают сложности выбора способов их изучения по лабораторным и геофизическим данным, о чем более подробно идет речь ниже.

1.1. Применяемые методики интерпретации данных геофизических и лабораторных методов исследований карбонатных коллекторов

Первоначальный этап развития отечественной нефтяной промышленности был связан с открытием и разработкой нефтяных залежей, приуроченных к породам-коллекторам порового типа. По мере открытия нефтяных залежей, приуроченных к порово-кавернозным, кавернозно-трещинным, трещинно-кавернозно-поровым сложнопостроенным коллекторам, появлялись новые методы и аппаратура для изучения фильтрационно-емкостных свойств в лабораторных условиях.

Основной вклад в исследования керна сложнопостроенных карбонатных коллекторов внесли Г.М. Авчян, К.И. Багринцева, Я.Н. Басин, Ю.А. Белов, Б.Ю.

Вендельштейн, Я.Д. Джавадов, Г.М. Золоева, В.М. Добрынин, В.И. Дузин, В.И. Гороян, Ю.И. Горбачев, E.H. Карпов, В.Н. Кобранова, Ф.И. Котяхов, Д.А. Кожевников, Ю.С. Мельникова, Б.А. Никулин, Л.И. Орлов, В.И. Петерсилье, Ф.А. Петрачков, Е.И. Петруев, В.П. Потапов, Э.Г. Рабиц, P.A. Резванов, В.Г. Топорков, В.И. Троепольский, Р.К. Тухватуллин, М.М. Элланский [39, 40, 56, 60, 78, 79, 80, 98, 99, 100, 101, 115]. За рубежом вопросами изучения керна занимались такие ученые, как Дж. Амикс, Д. Басс, М. Ваксман, Р. Дебрант, Д. Килан, М. Крафт, X. Нельсон, А. Парк, С.Дж. Пирсон, Р. Уайтинг, С. Симеон, Л. Смите [7, 37, 81, 159].

Теоретическая основа изучения причинных связей между физическими свойствами коллекторов углеводородов и их фильтрационно-емкостными свойствами создана такими исследователями, как Г.М. Авчян, В.М. Добрынин, В.Н. Кобранова, Б.И. Извеков, С.Л. Пацевич, М.Д. Шварцман, С.Дж. Пирсон, Е.А. Поляков. Исследование этих связей открыло возможность определения фильтрационно-емкостных характеристик пластов по промыслово-геофизическим исследованиям скважин.

Ниже рассмотрены основные существующие методы определения коллекторских свойств карбонатных пород, используемые при подготовке исходных данных к подсчету запасов нефти и газа.

И.А. Преображенским предложен способ определения емкости открытых пустот пород-коллекторов. В ряде работ (Колоскова, 1964; Котяхов, 1948; Коцеруба, 1970; Орлов, 1974; Проняков, Кузнецов, 1978; Сараева, Ханин, 1973) оговаривается, что данный способ обеспечивает необходимую точность измерения емкости открытых пустот только пористых разностей карбонатных пород, вызывая систематическую погрешность при работе с пористо-кавернозной породой. Для исключения этой погрешности, связанной с потерей жидкости в момент взвешивания образца породы в воздухе, предложено (Троепольский, Тухватуллин, 1965) последовательно насыщать пустотное пространство образца породы смесью керосина с четыреххлористым углеродом и расплавленным парафином при условии равенства плотностей смеси и парафина. Результаты

определения открытой пористости по данному методу также осложнены погрешностью, возникающей из-за изменчивости плотности парафина, насыщающего открытые каверны и сверхкапилляры, и избирательного испарения углерода (Орлов, Мельникова, 1971, 1979).

Разработкой методов определения емкости пустот пористо-кавернозных пород, в которых перед гидростатическим взвешиванием образец породы герметично зачехляется пленкой, занимались Я.Д. Джавадов, Ф.И. Котяхов, Ю.С. Мельникова, Л.И. Орлов, Г.Д. Сараева. Установлено (Орлов, 1979), что данные методы обладают рядом погрешностей, обусловленных прогибанием пленки на крупных кавернах, образованием каверн техногенного происхождения, захватом пузырьков воздуха при герметизации, незнанием истинной плотности парафина, покрывающего поверхность образца.

Ряд исследователей (Петерсилье, 1978; Рабиц, Белов, 1980; Орлов, Мельникова, 1971) считает, что можно достаточно точно определить внешний объем образца породы с помощью линейных измерений, исключив при измерении коэффициента емкости операцию гидростатического взвешивания. Однако установлено (Коцеруба, 1970), что при расчете видимого объема образца по результатам линейных измерений его величина оказывается завышенной.

В.И. Троепольским, Р.К. Тухватуллиным, Ф.И. Котяховым, Ю.С. Мельниковой и Я.Д. Джавадовым предложены способы дифференцированного измерения коэффициентов емкости пор и каверн, которые также не лишены недостатков. Аналитический способ определения коэффициента емкости открытых каверн, предложенный A.B. Берлиным и Б.И. Тульбовичем, тоже имеет ряд ограничений, т.к. предположение о том, что образец породы изотропен в отношении каверн, весьма условно.

Теоретической основой изучения фильтрационных свойств пород является закон Дарси [7]. В качестве стандартного принят способ измерения проницаемости по газу, не вступающему во взаимодействие с горной породой (Калинко, 1966). Менее изучен вопрос оценки фильтрационных свойств горных

пород, представленных пористо-кавернозными разностями. Данными вопросами занимались такие ученые, как Д.М. Джавадов и В.И. Гороян [67].

Изучением нефте- и водонасыщенности пород-коллекторов занимались Д.А. Антонов, В.М. Березин, В.И. Колганов, О.М. Серегин, В.И. Гороян, В.И. Петерсилье, В.Н. Кобранова, Б.И. Извеков, В.И. Иванова, C.JI. Пацевич, М.Д. Шварцман, Л.И. Орлов, E.H. Карпов, Дж. Амикс, Д. Басс, Р. Уайтинг, С.Д. Пирсон, Ф.Р. Конлей, Д.В. Барроус и др. Наиболее широкое применение нашел дистилляционно-экстракционный способ. Большинство известных способов определения коэффициентов нефте- и водонасыщенности пород осложнены недостаточной точностью при определении содержания нефти и воды в образцах небольшой массы (менее 20 г).

Вопросами изучения распределения пор в породе по своему размеру занимались Ю.Я. Белов, A.B. Берлин, М.Л. Сургучев, Б.И. Тульбович, Ф.И. Котяхов, Ш.В. Абашев, Дж. Амикс, С.Дж. Пирсон и др. Наиболее широкое применение нашли методы жидкостной порометрии, отражающие особенности структуры порового пространства и характер физико-химических свойств внутрипоровой поверхности.

В связи с развитием геофизических методов исследования разрезов скважин и ограниченным охватом по площади и по разрезу исследованиями керна, особое внимание занимают способы определения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по результатам измерений, отражающих различные физические свойства пород.

Среди множества различных свойств, характеризующих горную породу, скорость распространения ультразвука и электрическое сопротивление находятся в наиболее тесной связи с пористостью и проницаемостью. Изучением теоретических основ методики измерения удельного электрического сопротивления (УЭС), скорости распространения упругих продольных волн, диффузионно-адсорбционной активности и ряда других свойств занимались В.Н. Кобранова, Г.М. Авчян, А.И. Кринари, Е.И. Петруев, Б.И. Извеков, С.Л. Пацевич, М.Д. Шварцман, Я.Р. Морозович, Е.А. Поляков и др. [57].

При интерпретации геофизических исследований скважин пользуются << «Методическими рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов» под редакцией Б.Ю. Венделыптейна, В.Ф. Козяра, Г.Г. Яценко (НПО «Союзпромгеофизика», Калинин, 1989) и в последнее время «Методическими рекомендациями по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом» под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко (Москва-Тверь, 2003) [68].

В связи с тем, что результаты экспериментальных исследований керна не всегда отражают истинные значения физических и геологических параметров сложнопостроенных карбонатных отложений (трещиноватые и кавернозные разности часто разрушаются в процессе бурения; стандартные подходы изучения керна иногда приводят к существенным ошибкам в оценке строения сложного коллектора; причины, связанные с отбором керна), то ведущая роль в методических решениях проблемы всестороннего изучения карбонатного разреза петрофизическими методами принадлежит геофизической информации [67, 68].

Для оценки емкостных и фильтрационных свойств карбонатных пород применяется довольно обширный набор методов ГИС и в зависимости от преобладания в разрезе тех или иных типов коллекторов и литологических разностей используются различные методические приемы, направленные на решение задач литологического расчленения разреза, выделения коллекторов, оценки их емкостных свойств и характера насыщения.

Изучение и подходы к вопросам комплексирования геофизических методов в карбонатных сложнопостроенных разрезах достаточно подробно и разносторонне рассмотрены в отечественной и зарубежной литературе. Разработкой и совершенствованием геофизических методов изучения карбонатных коллекторов занимались Я.Н. Абдулхаликов, Б.Л. Александров, А.Н. Африкян, Я.Н. Басин, А.Ф. Боярчук, Л.П. Брагина, Б.Ю. Вендельштейн, И.Н. Горюнов, В.Н. Дахнов, В.М. Добрынин, Н.З. Заляев, Г.М. Золоева, В.П. Иванкин,

Т.С. Изотова, В.М. Ильинский, С.С. Итенберг, С.Г. Комаров, B.C. Кудрявцев, В.А. Кошляк, Ю.А. Лимбергер, A.M. Нечай, Л.И. Орлов, Р.А. Резванов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихнушин, Н.В. Фарманова, Н.В. Царева, В.Д. Чухвичев, М.Д. Шварцман, Г.Н. Шнурман и другие, а за рубежом - Г.Е. Арчи, М.В. Вилли, Р. Дебранц, Г.Г. Долль, К.Р. Дэвис, С.Дж. Пирсон, В.Х. Фертль, Л.Г. Шомбар, Р.П. Элиджер и др. [1,2, 11-13,28,31-35,38, 39, 40, 44,51,53,58, 70,71,99, 101, 111, 113-116].

В общем случае задача извлечения необходимой информации по комплексу ГИС сводится к решению системы линейных уравнений, связывающих параметры, записываемые методами ННК-т (нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам), АК (акустический каротаж) и ГГК-п (гамма-гамма каротаж плотностной) и другими методами, с объёмным содержанием в породе литологических разностей, их минералогической плотностью, коэффициентом общей и вторичной пористости, коэффициетом нефте-газо-водонасыщенности и т.д.

Изменение литологии в разрезе существенным образом влияет на определение ФЕС коллектора. Исключение влияния изменения литологии при оценке коэффициентов пористости осуществляется комплексированием различных геофизических методов. Наиболее широко применяются методики одновременного определения пористости и литологии по данным нейтрон-нейтронного, гамма-гамма и акустического каротажей. Такое комплексирование успешно применяется даже в тех районах, где неоднородность карбонатных коллекторов вызывает серьёзные проблемы.

Интерпретация промыслово-геофизических материалов осуществляется поэтапно. Расчленение разреза изучаемых карбонатных отложений по литотипам производится по данным нейтронного, гамма, акустического и гамма-гамма каротажей (НК, ГК, АК, ГГК-п), например, с применением литологических параметров [48, 68], которые не зависят от межзерновой пористости, поэтому графическое сопоставление этих величин позволяет более четко разделить породы по литологии.

При большой величине вторичной (каверновой) пористости уточнение литотипа производится по сопоставлению данных НК и ГГК-п.

Определение коэффициентов межзерновой и каверновой пористостей осуществляется по данным методов НК-ГГК-п и АК.

Основными этапами количественной интерпретации данных ГИС при оценке параметров карбонатных пород являются:

■ Расчленение разреза скважин в исследуемом интервале по каротажным кривым комплекса ГИС, коррелирование выделенных объектов с разрезом опорной скважины. Прослои объединяют в пласты, а последние - в пачки.

■ Внесение поправок за влияние условий измерения с помощью существующих палеток [15] в показания всех методов каротажа.

■ Определение содержания нерастворимого остатка карбонатных пород.

■ Оценка литологического состава карбонатных пород по данным ГИС. Прежде всего используется качественный способ, когда литологическая характеристика пластов оценивается по сумме признаков, характеризующих породу. Полученную таким образом литологическую характеристику уточняют по данным петрографических исследований образцов, извлеченных в процессе бурения скважин.

■ Определение пористости карбонатных пород производят по данным нейтрон-нейтронного, гамма-гамма, акустического, электрического каротажей так и с помощью комплексных палеток для пар методов. При этом общей процедурой для всех методов является исправление влияния глинистости, литологии и остаточного нефтегазонасыщения, т.е. в результате получают значение эффективной пористости пластов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Попова, Наталья Сергеевна, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абдухаликов Я.Н. Выделение карбонатных коллекторов со сложной структурой порового пространства по комплексу «исследование-испытание-исследование» // Нефтегазовая геология и геофизика, M - 1974. - № 9. С. 3538.

2. Абдухаликов Я.Н., Кашик A.C. Некоторые вопросы выделения продуктивных карбонатных коллекторов девонских отложений месторождений припятской впадины методами промысловой геофизики в условиях проводки скважин. С. 33-39.

3. Агаев Х.Б. Применение кластерного анализа для расчленения геологического разреза по данным каротажа скважины // НТВ «Каротажник». Тверь, 2013. № 227. С. 3-11.

4. Аксельрод С.М., Неретин В.Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. М.: Недра, 1990.

5. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. М.: Недра, 1979.

6. Алексеев Ф.А., Головацкая И.В., Гулин Ю.А. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978.

7. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 с.

8. Атласман Ю.Е. Морфология древних рифовых массивов Пермского Приуралья и особенности их нефтеносности // Геология нефти и газа, 2001. № 6, С. 31-35.

9. Афанасьев B.C., Афанасьев A.B., Афанасьев C.B., Тер-Степанов В.В. Методика интерпретации данных ГИС для определения геологической неоднородности продуктивных песчано-алеврито-глинистых пород девона Ромашкинского месторождения // НТВ «Каротажник». Тверь, 2009. № 180. С. 92-112.

Ю.Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Урало-Поволжья. М.: Недра, 1965. 203 с.

П.Бабкин И.В. Применение метода нейронных сетей для определения текущей газонасыщенности по данным ГИС // НТВ «Каротажник». Тверь, 2010. № 194. С. 52-60.

12.Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М.: Недра, 1982. 281 с.

13.Багринцева К.И., Чилингар Г.В. Роль трещин в развитии сложных типов коллекторов и фильтрации флюидов в природных резервуарах // Геология нефти и газа, 2007, №5. С. 28-37.

14.Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным. М.: Недра, 1987. 160 с.

15.Басин Я.Н., Тюкаев Ю.В. Методические рекомендации по проведению исследований и интерпретации данных нейтронного каротажа с серийной аппаратурой PK. М.: ВНИИЯГГ, 1979.

16.Биссел Г.Д., Чилингар Д.В. Классификация осадочных карбонатных пород (генезис, распространение, классификация) / Сер.Науки о Земле. М.: Мир, 1970. С. 87-164.

17.Бобров С.Е., Бовыкин A.A. Построение петрофизической модели с применением кластерного анализа при типизации пород по данным геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, 2010. № 11. С. 35-37.

18.Ботвиновская O.A., Ганичев Д.И., Тверитнев A.A. и др. Литогенетическая типизация нижнедевонских карбонатных отложений Тимано-Печорской провинции по данным геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, 2010. № 12. С. 80-82.

19.Будыко Л.В. Методическое пособие по интерпретации диаграмм полной энергии упругих волн. Душанбе, 1991. 32 с.

20.Будыко Л.В., Спивак В.Б., Щербаков Ю.Д. Изучение разрезов скважин по материалам регистрации динамических параметров упругих волн. М.: ВИЭМС. 1979. 35 с.

21.Вендельштейн Б.Ю. Альбом номограмм и палеток для интерпретации данных геофизических методов исследования скважин. Гостоптехиздат, 1963.

22.Вендельштейн Б.Ю., Ларионов В.В. Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра.

23.Вендельштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978.

24.Вендельштейн Б.Ю., Тхостов Б.А., Везиров А.Д. Добрынин В.М. Нефть в трещинных коллекторах. Под ред. М.Ф. Мирчинка. Л.: Недра, 1970.

25.Викторин В. Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М.: Недра, 1988. 148 с.

26.Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. 202 с.

27.Габнасыров A.B., Попова Н.С., Некрасов A.C. Изучение сложнопостроенных коллекторов фаменско-турнейских отложений Маговского месторождения по данным ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 4. Москва: ВНИИОЭНГ, 2012. С. 82-85.

28.Гмид Л.П., Леви С.Ш. Атлас карбонатных пород-коллекторов. Л., 1972.

29.Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с.

30.Городнов A.B., Черноглазое В.Н., Давыдова О.П. Определение фильтрационно-емкостных свойств засолоненных коллекторов в терригенных отложениях непского свода Восточной Сибири // НТВ «Каротажник». Тверь, 2012. №222. С. 26-41.

31.Гороян В.И., Рабиц Э.Г., Белов Ю.А., Савинский В.К. Опыт изучения микронеоднородности породы-коллектора по проницаемости. //Методы исследования пород-коллекторов нефти и газа и аппаратура для этих целей.-Тр. ВНИГНИ. М.: 1974. Вып. 10. С. 65-68.

32.Грачевский М.М., Берлин Ю.М., Дубовский И.Т., Ульмишек Г.Ф. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1976.

33.Губина А.И. Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин. — Пермь: Пресс-тайм, 2007. 271 с.

34.Гурбатова И.П., Кузьмин В.А., Михайлов H.H. Влияние структуры порового пространства на масштабный эффект при изучении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа, 2011. №2. С. 74-82.

35.Данилова Е.Е., Гордеев А.О., Малышева Т.М. и др. Проблемы литологического расчленения в скважинах, пробуренных с использованием полимерных растворов // Нефтяное хозяйство, 2010. № 2. С. 18-20.

36.Дахнов В.Н. Элементы классификации карбонатных коллекторов по геофизическим признакам. В кн.: Геофизические исследования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1971, С. 112-117.

37.Дебрант Р. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1972.

38.Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1988.

39.Добрынин В.М. Определение пористости карбонатных пород по ультразвуковому методу // Геология нефти и газа, №3, 1972.

40.Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М.: Недра, 2004.

41.Дьяконова Т.Ф. «Применение ЭВМ при интерпретации данных геофизических исследований скважин» М., Недра, 1991.

42.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. 332 с.

43.3аворотько Ю.М. Геофизические методы исследования скважин. М.: Недра,

1983,211 с.

44.3аворотько Ю.М. Методика и техника геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1974.

45.3аляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин. Минск: Изд-во Университетское, 1990, 142 с.

46.3аляев Н.З. Изучение разрезов сложного литологического состава по данным геофизических исследований в скважинах. М.: ВИЭМС, 1981, 50 с.

47.3апивалов Н.П. Метасоматическая доломитизация и нефтегазоносность карбонатных пород // Нефтяное хозяйство, 2010. № 4. С. 46-49.

48.3олоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Интерпретация данных ГИС. М.: РГУ НГ им. акад. И.М. Губкина. 2002, 119 с.

49.3олоева Г.М., Фарманова Н.В., Царева Н.В., Куликов Б.Н., Силина Л.В. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1977. 176 с.

50.Ильинский В.М., Лимбергер Ю.А. Геофизические исследования коллекторов сложного строения.

51.Интерпретация материалов каротажа в сложных разрезах нефтеперспективных толщ, Минск, 1985.

52.Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978.

53.Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. - М.: Недра. 1984. - 300 с.

54.Кирюхина Т.А., Фадеева Н.П., Ступакова A.B. и др. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Геология нефти и газа, 2013. №3. С. 76-87.

55.Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС. М.: ВИЭМС, 1991.

56.Кобранова В.Н. Петрофизика. М.: Недра, 1986.

57.Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1962.

58.Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС // НТВ «Каротажник». Тверь, 1997. № 34. С. 7-27.

59.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Лазуткина Н.Е., Жемжурова З.Н. Адаптивная интерпретация данных ГИС в моделировании месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство, 2011. № 4. С. 80-84.

60.Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №11-12, 1993, С. 5-55.

61.Короткое К.В., Плешаков В.К. К вопросу оценки коэффициента проницаемости по данным комплекса петрофизических, гидродинамических и геофизических исследований // НТВ «Каротажник». Тверь, 2007. № 158. С. 3958.

62.Кропотов О.Н., Ручкин A.B., Яценко A.B., Козяр В.Ф. Методика оценки характера насыщенности пластов и прогнозирования состава притока по данным каротажа // Геология нефти и газа, №2, 1983, С. 33-36.

63.Кузнецов В.Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение. М.: Недра, 2007. 511 с.

64.Лебединец В.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещинными коллекторами. М.: Наука, 1997.

65.Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980, 288 с.

66.Мамедов Т.М., Левин Д.Н., Савичев К.С. Построение геолого-фильтрационной модели пласта на основе детального выделения литотипов и зависимостей его петрофизических характеристик от эффективной пористости // Нефтяное хозяйство, 2011. № 5. С. 56-59.

67.Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами / под ред. Горояна В.И., М., ВНИГИН, 1978, 396 с.

68.Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. - Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика» 2003. 254 с.

69.Митрофанов В.П. Особенности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов Соликамской депрессии. М.: ВНИИОЭНГ, 2002.

70.Михайлов H.H. Изучение физических свойств горных пород в околоскважинной зоне. М.: Недра, 1987, 152 с.

71.Мухер A.A., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин, 1992 г.

72.Мучаева В.А. Развитие моделирования карбонатных резервуаров на основе комплекса геолого-геофизических и промысловых данных // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2012. №9. С. 42-50.

73.Надеждин О.В., Акбашева А.И. и др. Алгоритмы синтеза петрофизических моделей в условиях естественной неопределенности данных изучения керна и геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, 2012. № 04. С. 29-31.

74.Насибулин И.М., Мисолина H.A., Морозов В.П. и др. Комплексный подход к детализации геологического строения башкирского яруса Аканского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2010. № 4. С. 10-15.

75.Некрасов A.C. Геолого-геофизические исследования карбонатных коллекторов нефтяных месторождений. Пермь, 2006. 422 с.

76.Нургалиева Н.Г., Смелков В.М., Кальчева A.B. Литологическая и петрофизическая зональность карбонатных пород-коллекторов фаменских и турнейских отложений // Нефть. Газ. Новации. Самара, 2013. №4. С. 38-44.

77.Орлов Л.И. Исследование полной и открытой пористости карбонатных пород: Припятская впадина. Геофизические исследования скважин: Минск, Бел-НИГРИ, С. 87-92.

78.Орлов Л.И., Карпов E.H., Топорков В.Г. Лабораторные методы исследования физических и коллекторских свойств горных пород. ВИЭМС, М., 1982.

79.Орлов Л.И., Топорков В.Г. Аппаратурно-методический комплекс для изучения свойств пород с целью петрофизического обеспечения ГИС // сб. «Петрофизика рудных месторождений» НПО «Рудгеофизика», Ленинград, 1990, С. 45—47.

80.Орлов JI.И., Топорков В.Г., Орлов В.Н. Влияние размера образца на изменение свойств пород при воздействии пластовых условий // НПГП «ГЕРС», сб. научных трудов. Тверь, 1992.

81.Пирсон С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. Пер. с англ., М.: Недра, 1966.

82.Попова Н.С. К вопросу использования специальных методов геофизических исследований скважин для оценки литологического состава и трещиноватости карбонатных пород-коллекторов // Вестник молодых ученых ПГНИУ: сб. науч. тр.: в 2 т. / отв. ред. К.В. Незнакина; Перм. гос. нац. иссл. ун-т. - Пермь, 2012. -Т. 1. С. 65-72.

83.Попова Н.С. Повышение эффективности разработки Уньвинского нефтяного месторождения на основе новых геолого-геофизических данных о трещиноватости пород // Геофизика. № 5. Москва: РИЦ ЕАГО, 2013. С. 75-81.

84.Попова Н.С., Бояршинова М.Г. Литологическое расчленение карбонатных пород-коллекторов по геофизическим и петрофизическим данным // Четырнадцатая Уральская молодежная научная школа по геофизике: сборник научных материалов. - Пермь: ГИ УрО РАН, 2013. - С. 208-211.

85.Попова Н.С., Некрасов A.C. Особенности геологического строения Уньвинского нефтяного месторождения по промыслово-геофизическим данным // Геофизика. № 5. Москва: РИЦ ЕАГО, 2012. С. 76-80.

86.Попова Н.С., Некрасов A.C. Разработка алгоритма определения пористости и литологического состава сульфатно-карбонатных пород-коллекторов по геофизическим данным // Геофизика. № 5. Москва: РИЦ ЕАГО, 2011. С. 89-92.

87.РД 153-39.0-069-01 «Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин», Тверь, 2001.

88.РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», Москва, 2001.

89.РД 39-014-7716-102-87 «Геолого-технологические исследования в процессе бурения», 1987.

90.Рединг X. Обстановки осадконакопления и фации. М.: Мир, 1990. 382 с.

91.Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966, 316 с.

92.Рухин Л.Б. Основы литологии. Ленинград: Гостоптехиздат, 1961, 779 с.

93.Смирнов O.A., Волчкова Т.Н. Построение геолого-геофизической модели карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии // НТВ «Каротажник». Тверь, № Ю2. С. 105-120.

94.Соколова Т.Ф., Клокова В.П., Кляжников Д.В. Изучение карбонатных низкопоровых коллекторов по керну как основа интерпретации данных геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, 2009. № 4. С. 6064.

95.Сохранов H.H. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин, М.: Недра, 1973.

96. Стрел ьченко В.В., Золоева Г.М. Геофизические исследования морских скважин, 1988.

97.Теодорович Г.И. Литология карбонатных пород палеозоя Урало-Волжской области. М.: Изд-во АН СССР, 1950. 316 с.

98.Топорков В.Г. Использование интегральной гамма-активности для привязки керна // сб. трудов НПГП «ГЕРС», Тверь, 1994.

99.Топорков В.Г., Рудаковская С.Ю. Технология исследования керна сложнопостроенных коллекторов // сб. «Петрофизика коллекторов нижнего палеозоя Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции», Тверь, 1995.

100. Троепольский В.И. Методические разработки по изучению коллекторских свойств пород. Казань, 1981. 48 с.

101. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1978.

102. Федоров А.И., Душин A.C., Рыкус М.В. Связь литолого-фациальной неоднородности и емкостных свойств карбонатных коллекторов на месторождении им. Р. Требса // Нефтяное хозяйство, 2012. № 04. С. 25-28.

103. Фельдман А.Я., Полякова J1.E. Методика определения подсчетных параметров в трещиноватых карбонатных силурийско-девонских отложениях месторождений Тимано-Печорской провинции // НТВ «Каротажник». Тверь, 2007. № 161. С. 44-55.

104. Фортунатова Н.К. Методы формализации литологического изучения пород, графического кодирования их структурных компонентов, используемые при седиментологическом анализе нефтегазоносных осадочных комплексов.

105. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969.

106. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989,190 с.

107. Черников O.A. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1980.

108. Черницкий A.B. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в трещиноватых карбонатных коллекторах. М.: ОАО РМНТК «Нефтеотдача», 2002, 254 с.

109. Шилов Г.Я. К вопросу оценки типа генетических фаций карбонатных пород по данным ГИС. С. 16-23.

110. Шилов Г.Я. Основные проблемы и возможности оценки фаций карбонатных пород по данным геофизических исследований скважин. С. 7-16.

111. Шилов Г.Я., Богданова O.E. Литофациальные переходы тектоно-седиментационных комплексов от структур суши Ямальского полуострова к площадям шельфа Карского моря и Обской губы // Геология нефти и газа, 2011. №2. С. 20-25.

112. Шилов Г.Я., Керимова Л.И. Технология интерпретации данных ГИС при изучении карбонатных пород месторождения Тенгиз. С. 9-12.

113. Шуметов В.Г., Шуметова Л.В. Кластерный анализ: подход с применением ЭВМ. Орел: ОрелГТУ. 2000, 118 с.

114. Элланский М.М. Извлечение из скважинных данных информации для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии. Учебное пособие. М.:РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.

115. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978.

116. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991. 205 с.

117. Элланский М.М., Сапожников А.Б. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС. Методическое пособие, Тверь: ГЕРС, 2001.

118. Эсмонтович М.А. Влияние литолого-петрографических особенностей и постседиментационных процессов на коллекторские свойства нижне- и среднекаменноугольных отложений платформенной части Пермской области // Труды ПермНИПИнефть Пермь, 1975. Вып. 12. С. 121-126.

119. Петрофизическое обоснование оценки фильтрационно-емкостных свойств нижнепермских отложений вала Сорокина: дис. на соискание уч. ст. канд. геол.-мин. наук: 25.00.10 / Иванькова Юлия Валериевна. - М., 2008. - 293 с.

120. Разработка методики количественной интерпретации данных ГИС в сложнопостроенных карбонатных коллекторах (на примере нижнего девона Северо-Востока Тимано-Печорской провинции): дис. на соискание уч. ст. канд. геол.-мин. наук: 25.00.10 / Саламатина Елена Анатольевна. - М., 2004. - 140 с.

121. Akbar М., Petricola М., Watfa М. et alias. Classic interpretation problems: evaluating carbonates // Oilfield Review, 1995, pp. 38-57.

122. Akinyokun O.C., Enikanselu P.A., Adeyemo A.B., Adesida A. Well log interpretation model for the determination of lithology and fluid contents // The Pacific Journal of Science and Technology, 2009, Volume 10, № 1, pp. 507 - 517.

123. Archie G.E. Classification of carbonate reservoir rocks and pertophysical considerations // Bulletin of AAPG. - 1952. V.36. - pp. 278-298.

124. Avseth P., Johansen A. Explorational Rock Physics and Seismic Reservoir Prediction. EAGE, Education days, Moscow, 2009.

125. Babadagli T., Al-Salmi S. A review of permeability-prediction methods for carbonate reservoirs using well-log data. SPE Formation Eval. Eng., 2003, 7: pp. 7588.

126. Bailey B., Barclay F., Nesbit R., Paxton A. Prospect identification using AVO inversion and lithology prediction // PES A News, 2010, pp. 22-24.

127. Baum G.R., Vail V.P. Sequence stratigraphic concepts applied to Paleogene outcops, Gulf and Atlantic basins / Sea-level changes: an integrated approach. Socity of economic paleontologists and mineralogists, № 42, 1988.

128. Bloch S. Empirical prediction of porosity and permeability // AAPG Bulletin 77, 1993.

129. Borsaru M., Zhou B., Aizawa T., Karashima H., Hashimoto T. Automated lithology prediction from PGNAA and other geophysical logs // Applied Radiation and Isotopes. Elsevier, 2005, pp. 272-282.

130. Brown A. Porosity variation in carbonates as a function of depth: Mississippian Madison Group, Williston Basin, in J.A. Kupecz, J. Gluyas, and S. Bloch, eds., Reservoir quality prediction in sandstones and carbonates // AAPG Memoir 69, 2946, 1997.

131. Busch J.M., Forney W.G., Berry L.N. Determination of lithology from well logs by statistical analysis // SPE Formation Evaluation, 1987. Volume 2, № 4.

132. Calderson J.E. Lithologic prediction from seismic attributes in the Balcon Field, Colombia // AAPG, 2004.

133. Cuddy S.J. Litho-facies and permeability prediction from electrical logs using fuzzy logic // SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2000, 3 (4), pp. 319-324.

134. Cvetkovic M., Velic J., Malvic T. Application of artificial neural networks on well log data for lithofacies mapping of Pliocene, Pleistocene and Holocene // 11th International Conference on Geoinformatics, Kiev, Ukraine.

135. Dadashpour M., Ciaurri D.E., Mukerji T., Kleppe J., Landro M. A derivative-free approach for the estimation of porosity and permeability using time-lapse seismic and production data // J. Geophys. Eng. 7, 2010. Pp.351-368.

136. Dadashpour M., Kleppe J., Landro M. Porosity and permeability estimation by gradient-based history matching using time-lapse seismic data// 15th Middle East Oil & Gas Show and Conference held in Bahrain International Exhibition Centre, SPE, 2007.

137. Delhomme J.P. The quest for permability evaluation in wireline logging.

138. Dennis B., Akbar M., Petricola M. Intrinsic potential // Middle East & Asia Reservoir Review, 2003, pp. 3-23.

139. Dunham R.J. Classification of carbonate rocks according to depositional texture. In: Classification of carbonate rocks - a symposium // AAPG Mem., 1962. - 1: 108121.

140. Fabricius I.L., Baechle G., Eberli G.P., Weger R. Estimating permeability of carbonate rocks from porosity and vp/vs // Geophysics 72, El85, 2007.

141. Gal D., Dvorkin J., Nur A. A physical model for the porosity reduction in sandstones // Geophes., 63, 1998, pp. 454-459.

142. Graves R.M., Bailo E.T. Porosity and permeability changes in lased rocks calculated using fractal fragmentation theory // SPE 2004-112. - 2004, 8 p.

143. Hambalek N., Gonzalez R. Fuzzy logic applied to lithofacies and permeability forecasting // Proceedings of the SPE-81078 Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, April 27-30, Trinidad, West Indies, pp. 1-10.

144. Handford C.R., Loucks R.G. Carbonate depositional sequence and system tracts -responses of carbonate platform to relative sea-level changes / Carbonate sequence stratigraphy: recent development and applications // AAPG Mem., 1, 1962.

145. Helle H.B., Bhatt A., Ursin B. Porosity and permeability prediction from wireline logs using artificial neural networks: a North Sea case study // Geophysical Prospecting, 2001, Volume: 49, Issue: 4, pp. 431-444.

146. Herron M.M. Estimating the intrinsic permeability of clastic sediments from geochemical data / Paper HH presented at the 1987 Annual SPWLA Logging Symposium, London, June 29 - July 2.

147. Heysse D.R. Sonic porosity transforms and effects of pore shape and clay distribution // Halliburton, 1995. Paper XI078.

148. Hill J., Tetzlaff D., Curtis A., Wood R. Modeling carbonate supersaturation on carbonate platforms via residence time // Computers and Geology, 2009, 35: 18621874.

149. Jennings Jr. I.W., Lucia J. Predicting permeability from well logs in carbonates with a linke to geology for inter wells permeability mapping, 2003 // SPE Formation Eval. Eng., 6: pp. 215-225.

150. Jorgensen D.G. Using geophysical logs to estimate porosity, water resistivity and intrinsic permeability. U.S. Geological Survey Water-Supply Paper, 1989. - 200 G no.2321. 30 p.

151. Kendall C.G., Schlager W. Carbonates and relative changes in sea level / Marine Geol., 23, 1980.

152. Kennedy H.I., Van Meter O.E., Jones R.L. Saturation determination of rotary cores. — Petrol. Eng. Jannary, 1954.

153. Kleinberg R.L., Kenyon W.F., Mitra P.P. On the mechanism of NMR Relaxation of Fluids In Rocks // Journal of Magnetic Resonance, 108A №2. - 1994. pp. 206214.

154. Krief M., Garat J., Stellingwerf, Ventre J. A petrophysical interpretation using the

xL

velocities of P and S waves (Full-waveform sonic) //12 International formation evaluation symposium, 1989, October 24-27.

155. Lamont M.G., Thompson T.A., Bevilacqua C. Drilling success as a result of probabilistic lithology and fluid prediction a case study in the Carnarvon Basin, WA // APPEA Journal, 2008

156. Lim J.S. Reservoir permeability determination using artificial neural network. 2003, J. Korean Soc. Geosyst. Eng. 40, 232-238.

157. Log Interpretation. Vol. 1 - Principles / Schlumberger Limited. New York, USA, 1972.

158. Lucia F.J. Rock fabric / petrophysical classification of carbonate pore space for reservoir characterization // AAPG Bulletin, 1995. - 79, 9: 1275-1300.

159. Mohaghegh S., Arefi R., Ameri S., Rose D. Design and development of an artificial neural network for estimation of formation permeability // paper SPE

28237, presented at the SPE Petroleum Computer Conference, Dallas, Texas, USA, July 31 - August 3, 1994.

160. Mohagheh S., Balan B., Ameri S., Permeability determination from well log data // SPE Format. Evalut. Eng., 1997. 12: 170-174.

161. Myers M.T. Pore combination modeling: a technique for modeling the permability and resistivity properties of complex pore systems // SPE 22662. - 1991.

162. Nelson P.H. Permeability-porosity relationships in sedimentary rocks // The Log Analyst, v. 35, no. 3, pp. 38-61.

163. Nieto J., Batlai B., Delbecq F. Seismic lithology prediction: a Montney shale gas case study // CSEG Recorder, February 2013, pp. 35-42.

164. Nurmi R., Charara M., Waterhouse M., Park R. Heterogeneities in carbonate reservoirs: detection and analysis using borehole electrical imagery / in Hurst A., Lovell M.A., Morton A.C. (eds) // Geological Applications of Wireline Logs. London, England: Geological Society of London, 1990.

165. Pabakhsh M., Ahmadi K., Riahi M.A., Shahri A. Prediction of PEF and LITH logs using MRGC approach // Life Science Journal, 2012, 9 (4), pp. 974-982.

166. Raymer L.L., Hunt E.R., Gardner J.S. An improved sonic transit time-to-porosity thansform //21st SPWLA Annual logging transaction. 1980, July 8-11. Paper P.

167. Richard O., Kuppe B., Kuppe F. Reservoir characterization for naturally fractured reservoirs // SPE 63286. - 2000. - 11 p.

168. Rimstad K., Avseth P., Omre H. Hierarchical Bayesian lithology / fluid prediction: a North Sea case study. November, 2011, 56 p.

169. Roestenburg J.W. Carbonate characterization and classification from in-situ wellbore images // presented at the 23rd Annual Convention of the Indonesian Petroleum Association, Jakarta, Indonesia, October 4-6, 1994.

170. Saggaf M.M., Nebrija E.L. Estimation of lithologies and depositional facies from wireline logs // AAPG, 2000. P. 1.

171. Tiab D., Restrepo D., Igbokoyi A. Fracture porosity of naturally fractured reservoir // SPE 104056. - 2006. - 13 p.

172. Wang К., Zhang L. Predicting formation lithology from log data by using a neural network // Petroleum Science, August 2008, Volume 5, Issue 3, pp. 242-246.

173. Wendt W.A., Sakurai S., Nelson P.H. Permeability prediction from well logs using multiple regression. Lake, L.W. and Caroll, H.B., Jr. (eds.) // Reservoir Characterization, Academic Press, New York City, 1986.

Фондовые работы

174. Дополнение к проекту разработки Уньвинского месторождения. Договор № 4116. Кашников О.Ю., Леонтьев Д.В. и др. Фонды филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2010. 259 с.

175. Анализ результатов ГИС по определению параметров трещиноватости на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Отчет по теме НИР, договор №4656/10zl712. Некрасов А.С., Габнасыров А.В., Попова Н.С. Пермь, Фонды филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2011. 189 с.

176. Создание геолого-гидродинамической модели Маговского месторождения с учетом трещиноватых коллекторов с применением «FRACA». Отчет по теме НИР, договор №4625/1 Ozl910. Леонтьев Д.В., Некрасов А.С., Попова Н.С., Габнасыров А.В. и др. Пермь, Фонды филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2012. 277 с.

177. Оперативный учет запасов УВ и компонентов по месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Уньвинское месторождение, договор № 4987. Акимов И.А., Крылов Д.Ю., Антакова Н.В., Фонды филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2012. 115 с.

178. Разработка целевой программы мероприятий «Изучение трещинно-поровых пород». Отчет по перспективной НИОКР, договор №12/04/48-159. Шилов А.В., Некрасов А.С., Габнасыров А.В., Попова Н.С. и др. Пермь, Фонды филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, 2013, 59 с.

а

2100

200.0

190.0

г

о

180.0

»-

170 0

1600

150 0

У — _ 99 986х + 432 35

= 0.81

♦ .

♦ ♦ ♦ .

2.4 24 2.5 2.5 2.6 2.6 2.7 2.7 2.8

Плотность, г/смЗ

2.8

2.7

п 2.7

1 2.6 л

Б 26 о

5 "

с

■= 2.5 2.4 2.4

у = -0.0119х +2 6332

♦и ♦ к = 0 76

♦ ♦ «

♦♦ ♦ ---. ♦

♦ V ♦

♦ ♦♦ и ♦ -—- ♦

* ♦

0.0 2.0 4.0 6.0

8.0

10.0 12.0 140

160 18.0 Кп, %

2100

200.0

1900

г

о

180 0

1-

170.0

1600

150.0

у = 1.3046Х + 168 38 «

= 0.75 ♦ ♦♦ ♦ ♦

Ф ♦ ♦

♦ ♦ ♦ ♦

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0

10.0 12.0 140 16.0 18.0 Кп, %

18.0 16.0 14.0 12.0 5? Ю.О 5 8.0 6.0 40 2.0 0.0

00 2.0 4.0 6.0

у =0.6312х +3.4924 ♦

Я = 0.80 ♦

♦

* ♦

* ♦ ♦ ;А *

? л

8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0

210.0 200.0 190.0

I

73

г 180 0 н-*

' 1700 160.0 150.0

у = -46.759Х + 300.1 = 0 77

2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 26 2.7 28

Плотность, г/смЗ

2.8

2.7

ГО 2.6

"и 2.5

£ 2.4

О

£ 2.3

о

с

с 2.2

2.1

2.0

0.0

у = -0.0276х + 2 7039

К = 0.97

5.0

10.0

15.0

20.0 Кп, %

чо

--л

210.0 200.0 1900

0

1 180 0

ь

•о

170.0 1600 150.0

V ___-г

-----

—* ' ♦ ♦ ♦ ♦ ♦

---Г" • ♦ у = 1.3411Х + 173 94

Я = 0.78

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0 Кп, %

16.0 140 12.0 ^ 10.0 5" 8.0 6.0 4.0 2.0 0.0

0.0

♦ г'

♦

♦

♦ ♦♦♦

^— ♦

♦ ----- « ♦

-- ♦ ж «

--♦ ♦ % ♦ ♦ У = 0.5182х + 3.6494

♦ К = 0.74

50

100

15.0

2100 2000

190 0

3

"а

I 1800

170.0 1600 150.0

У = -33.147х +261.61 Р = 0.76

♦ \ ♦ ♦ • ♦

« ___п ♦ ♦ ♦ ♦

♦ ♦ ♦ ♦ ♦

♦ ♦ • ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ • V

♦ ♦

2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

Плотность, г/смЗ

2.9

2.8

I 2.7 о

}2.6 и

125 о

с 2.4

2.3 22

Н ♦ у = -0.0304Х + 2.7451

Я = 0.97

♦

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0 12.0

14.0

16.0 18.0 Кп, %

2100

2000

190 0

г

¡3

I 180 0

К-"

■о 1700

160.0

150.0

♦ ♦ ♦ ♦ :

♦ ♦ / ♦♦

♦ 4 ♦ ♦ «

V»» ♦ • ф ♦ ♦ ♦ ♦

♦ ♦ у = 0.9571х + 171.55 = 0.75

0 0 2.0 4 0 6.0 8 0 10.0 12 0 14 0 16.0 18 0

Кп, %

25.0 20.0 15.0 10.0 50 00

У = 0.2629Х + 4 7564 К = 0.77

♦♦ ♦ ♦ ♦

♦ / * ♦ * ♦ ♦ ♦ ♦ *

V ♦ ♦ ♦ * ♦♦ * ♦ ♦ ♦

00 20 40 6.0 80 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0

Кп, %

а

Плотность, г/смЗ

б

чО чО

в

♦ ♦

♦ н «

♦ « « ♦ ♦♦ ♦ ---- ♦

♦ ♦__ ♦

♦ ♦ ♦ ♦♦ ♦ у = 0 8582х + 181.42

В = 0.74

00 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0

Кп, %

г

180 0

1750