Повышение точности определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований скважин: на примере викуловских отложений Красноленинского свода тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Акиньшин, Александр Вадимович

• Акиньшин, Александр Вадимович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Акиньшин, Александр Вадимович

ВВЕДЕНИЕ......................................................4

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ МАТЕРИАЛОВ ГИС В ТЕКСТУРНО-НЕОДНОРОДНЫХ РАЗРЕЗАХ 9

1.1. Особенности строения текстурно-неоднородного коллектора,

осложняющие интерпретацию методов ГИС........................9

1.2. Применяемые методики интерпретации данных промысловогеофизических исследований при изучении тонкослоистых коллекторов . 11

, Выводы......................................................27

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ТОНКОСЛОИСТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ВИКУЛОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ. .. 29

2.1. Особенности формирования викуловских отложений..........29

2.2. Текстурная неоднородность викуловских отложений и ее типы,

выделяемые по керну..........................................34

2.3. Минеральный и гранулометрический состав и его влияние на

фильтрационно-емкостные свойства пород викуловских отложений.37

2.4. Неоднородность флюидонасыщения коллекторов викуловских отложений 43

2.5. Анализ влияния текстурной неоднородности на величину извлекаемых

запасов углеводородов.......................................52

Выводы......................................................56

ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ГЛИНИСТЫХ ПРОСЛОЕВ И ВКЛЮЧЕНИЙ НА КЕРНЕ...........................................59

3.1. Методы определения доли глинистых прослоев и включений.59

3.2. Метод определения доли глинистых прослоев и включений путем

компьютерной обработки фотографий керна.....................61

3 3.3. Оценка погрешностей определения........................64

Выводы.......................................................66

ГЛАВА 4. ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТЕКСТУРНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПЕСЧАНО-АЛЕВРИТО-ГЛИНИСТЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ................68

4.1. Петрофизическая модель фильтрационно-емкостных свойств тонкослоистых пород-коллекторов..............................68

3

4.2. Анализ взаимовлияния параметров петрофизической модели....72

4.3. Анализ влияния тонкослоистости на коэффициент проницаемости

коллектора....................................................76

4.4. Анализ информативности методов геофизических исследований скважин

в условиях тонкослоистого разреза.............................82

4.4.1. Удельное электрическое сопротивление...................82

4.4.2. Метод самопроизвольной поляризации.....................83

4.4.3. Методы радиометрии.....................................85

4.4.4. Акустический метод.....................................87

Выводы........................................................87

ГЛАВА 5. АЛГОРИТМЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ МЕТОДОВ ГИС В УСЛОВИЯХ

ТОНКОСЛОИСТОГО РАЗРЕЗА...........................................89

5.1. Разработка методики выделения коллекторов.................89

5.2. Эмпирический подход к созданию алгоритмов интерпретации...94

5.2.1. Определение объемной доли глинистых прослоев и включений ... 97

5.2.2. Определение пористости тонкослоистых пород-коллекторов.99

5.2.3. Определение УЭС тонкослоистых пород................105

5.3. Аналитический подход к созданию алгоритмов интерпретации.105

5.3.1. Определение системы уравнений, описывающей петрофизическую

модель тонкослоистого коллектора.............................105

5.3.2. Определение подсчетных параметров с помощью решения системы

петрофизических уравнений....................................107

5.3.3. Оценка достоверности и выбор комплекса методов ГИС....109

5.4. Определение коэффициента нефтенасыщенности...............113

5.5. Определение коэффициента проницаемости...................117

5.6. Сравнение результатов определения подсчетных параметров по

предложенным алгоритмам и по стандартной методике.............118

Выводы........................................................122

ЗАКЛЮЧЕНИЕ......................................................123

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...............................................124

4

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение точности определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований скважин: на примере викуловских отложений Красноленинского свода»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. На современном этапе поисковые и разведочные работы не редко выполняются на объектах со сложнопостроенными коллекторами. Характерным примером данного вида коллекторов являются викуловские отложения месторождений Красноленинского свода. Сложность строения коллекторов в условиях данных отложений вызвана текстурной неоднородностью, заключающейся в тонкослоистом распределении глинистых прослоев и включений, размером от десятых долей миллиметра до 20-25 см и обусловлена литолого-фациальными условиями седиментации. Наличие текстурной неоднородности приводит к ухудшению корреляции фильтрационноемкостных и петрофизических параметров и, как следствие, снижает точность определения подсчетных параметров по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Текстурные неоднородности размером 20 - 25 см могут выделяться на диаграммах ГИС в качестве пропластков ограниченной мощности. Такие текстурные неоднородности при большом шаге квантования по глубине (0.2 м) могут быть проинтерпретированы как флуктуации геофизического поля. Поэтому слоистая текстурная неоднородность, или тонкослоистость, выделяется по результатам исследования керна или регистрируется с помощью специальных методов ГИС (микросканеры). Кроме того, текстурные неоднородности образуют микроловушки нефти, осложняя разработку продуктивного горизонта.

Вопросами интерпретации методов ГИС в тонкослоистом разрезе занимались многие отечественные исследователи, такие как Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, В.Н. Дахнов, Б.И. Извеков, Я.Н. Басин, В.А. Ефимов, Е.А. Романов, Т.А. Коровина, И.В. Федорцов, Ф.Я. Боркун, В.Г. Мамяшев, Ф.Н. Зосимов, А.В. Малыпаков, Г.М. Золоева, Д.А. Асташкин, А.Ю. Лопатин, А.В. Хабаров, Я.Е. Волокитин и др. Среди иностранных ученых можно назвать следующие фамилии - Дж. Тиаб, Э.Ч. Дональдсон, Дж. Мавко, Т. Мукеджи, Дж. Доркин, Т. Дарлинг и др. Однако до настоящего времени не решены вопросы, связанные с повышением достоверности оценки подсчетных параметров в скважинах со

5

стандартным комплексом ГИС, и вопросы выделения коллекторов в условиях тонкослоистого разреза. Для решения этих вопросов необходимо комплексное исследование геолого-геофизической информации, включая результаты изучения кернового материала, данные ГИС и испытаний скважин.

В этой связи изучение тонкослоистости коллекторов по данным ГИС и керна является актуальной научной и важной практической задачей.

Целью исследования является повышение точности определения подсчетных параметров текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых коллекторов по данным ГИС посредством создания петрофизической модели.

Основные задачи исследования:

1. Анализ современного состояния проблемы интерпретации материалов ГИС в тонкослоистых разрезах.

2. Изучение особенностей геологического строения тонкослоистых коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода.

3. Разработка метода определения доли глинистых прослоев и включений на керне.

4. Создание петрофизической модели текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов.

5. Разработка алгоритмов интерпретации методов ГИС в условиях тонкослоистого разреза.

Научная новизна:

1. Впервые предложен метод определения площадной доли глинистых прослоев и включений по фотографиям колонки керна, основанный на преобразовании фотографий в яркостную шкалу, с последующим разделением компонентов путем моделирования распределения яркости прослоев нормальным законом.

2. Разработана петрофизическая модель текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода, описываемая системой уравнений.

6

3. Разработана методика определения коэффициента проницаемости текстурно-неоднородных пород-коллекторов через коэффициент пористости песчано-алевритовых прослоев и объемную долю глинистых прослоев и включений.

4. Разработана методика определения подсчетных параметров текстурно-

- неоднородных пород-коллекторов по эмпирическим зависимостям "керн-ГИС" и

путем решения системы уравнений, описывающей связи петрофизических и геофизических параметров.

Защищаемые положения:

1. Программная цифровая обработка фотографий колонки керна текстурно-неоднородных пород разреза скважин позволяет получить наряду с другими непосредственно определяемыми на керне фильтрационно-емкостными свойствами петрофизический параметр - объемную долю глинистых прослоев и включений, необходимый для разработки петрофизической модели тонкослоистых горных пород и методики интерпретации методов ГИС.

2. Предложенная петрофизическая модель текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода, является основой для создания эффективной методики интерпретации данных ГИС и определения подсчетных параметров.

3. Разработанная методика интерпретации данных ГИС тонкослоистых пород-коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода в условиях тонкослоистого разреза повышает точность определения геологических параметров: эффективных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности пород-коллекторов.

Практическая значимость. Предложенная петрофизическая модель пород-коллекторов и разработанная методика интерпретации методов ГИС повышают геологическую эффективность интерпретации за счет уточнения геологических запасов и уменьшения вероятности пропуска коллектора, а технологическую эффективность за счет повышения точности оценки запасов углеводородов и проектов разработки месторождения.

7

Методы исследования. В процессе работы использовались следующие методы исследования: синтез и анализ геолого-геофизической информации, систематизация проведенных ранее исследований изучения тонкослоистых коллекторов, анализ кернового материала, построение петрофизических зависимостей, аналитический подход к созданию алгоритмов, информационный подход, заключающийся в использовании языков программирования для решения геолого-геофизических задач.

Фактический материал. В основу работы положены результаты анализа материалов геофизических исследований по 110 поисково-разведочным и 716 эксплуатационным скважинам Рогожниковского месторождения, месторождений им. В.И. Шпильмана и им. Н.К. Байбакова, данные результатов испытаний и исследований скважин, выполненные в ОАО «Сургутнефтегаз», материалы комплексного изучения керна (проходкой 1805 м, со средним выносом 82% и 1877 изученных образцов), выполненные в научно-исследовательском комплексе петрофизических исследований Тюменского отделения «СургутНИПИнефть».

Апробация результатов работы. Предложенный подход разработки петрофизических алгоритмов интерпретации ГИС использован в ОАО «Сургутнефтегаз» при подсчете запасов викуловских отложений указанных месторождений.

По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе 3 статьи в ведущих реферируемых ВАК изданиях. Основные результаты работы докладывались на XI конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (Ханты-Мансийск, 2011); I Международной научно-практической конференции «Достижения и перспективы естественных и технических наук» (Ставрополь, 2012); IX Международной научно-практической конференции «Наука в современном мире» (Таганрог, 2012); Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013); Научно-практической конференции «Современное состояние промысловой

8

геофизики^ (Дубна, 2013); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых «Трофимуковские чтения 2013)) (Новосибирск, 2013).

9

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ МАТЕРИАЛОВ ГИС В ТЕКСТУРНОНЕОДНОРОДНЫХ РАЗРЕЗАХ

1.1. Особенности строения текстурно-неоднородного коллектора, осложняющие интерпретацию методов ГИС

В нефтяной геологии понятие неоднородности трактуется широко: под неоднородностью понимается от изменения эффективной мощности коллектора в пределах всей залежи [16] до неоднородности фильтрационно-емкостных свойств и минерального состава. Понятие неоднородности раскрывается в работах М.В. Раца [63; 64], А.В. Ахиярова [2], Л.Ф. Деменьтьева [15], М.А. Жданова [22], М.Л. Сургучева, Б.Ф. Сазонова, В.И. Колганова [76] и др.

Довольно часто исследователи выделяют макро- и микронеоднородности [12; 26; 79]. Под макронеоднородностью при этом понимают свойство нефтяного пласта-коллектора, обусловленное изменением его параметров и литологических свойств по объему продуктивного горизонта, вследствие расчлененности пластов непроницаемыми экранами и линзами, изменчивостью проницаемости по объему пласта и неравномерностью свойств пласта по простиранию. А под микронеоднородностью понимают изменчивость вещественного состава пропластка или прослоя, связанную с непостоянством литологических свойств, структуры и текстуры пород, с изменением размеров пор и как следствие удельной поверхности пористой среды и фильтрационно-емкостных свойств (пористости и проницаемости).

М.Л. Сургучев с соавторами [75] выделяют неоднородность насыщения коллекторов углеводородами, которую, по их мнению, следует учитывать при подсчете запасов углеводородов.

Под термином «текстурная неоднородность» или «тонкослоистость» понимается наличие, в выделяемом по данным ГИС пластопересечении, прослоев

10

и/или включений породы отличающейся по литологической принадлежности от породы самого пропластка.

Ввиду своих текстурных особенностей тонкослоистая порода условно может быть разделена на две или более текстурно-однородные компоненты, которые могут быть проницаемыми и непроницаемыми. В свою очередь, каждая из компонент имеет структурную неоднородность, вызванную взаимопроникновением частиц, слагающих компоненты.

Текстурная неоднородность может быть представлена различными нарушениями монолитного залегания горных пород. Для рассматриваемых викуловских отложений она представлена слоистым распределением текстурнооднородных литологических компонент, характеризуется микрослоистостью и микровключениями размером от десятых долей миллиметра до первых миллиметров, мезослоистостью с размером неоднородности от сантиметров до 20-25 см, а также сочетанием микро- и мезослоистостей. Имеет место неоднородность флюидонасыщения коллекторов в разрезе, при этом нефтенасыщенные прослои залегают не в кровле, а распределены по мощности залежи.

Наличие разномасштабной и разноуровневой неоднородности приводит к ухудшению корреляции фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров, а интерпретация показаний методов ГИС требует учета влияния текстурной неоднородности (микро- и мезослоистости) [7; 19; 25; 67].

Интерпретация результатов геофизических методов усугубляется большим шагом квантования по глубине (0.2 м) относительно элементов текстурной неоднородности [73].

При создании алгоритмов интерпретации использование керновых данных осложнено тем, что в выделенных по ГИС интервалах керном представлен один из компонентов текстуры, как правило, песчаный. Изготовление образцов горных пород, имеющих различные литологические неоднородности, производится очень редко и эпизодически.

11

Помимо этого, анализ материалов ГИС показал, что в рассматриваемом разрезе прямые качественные признаки проникновения фильтрата бурового раствора в интервалах работающих коллекторов часто не проявляются, а глинистые интервалы могут характеризоваться приращением удельного электрического сопротивления, зарегистрированного разноглубинными методами ГИС.

1.2. Применяемые методики интерпретации данных промысловогеофизических исследований при изучении тонкослоистых коллекторов

Современные методики интерпретации данных ГИС для тонкослоистых коллекторов можно обобщить в четыре основных направления:

1. Нахождение связей «керн-керн» и «керн-ГИС» и построение палеток (кросс-плотов) для интерпретации и комплексирование методов ГИС;

2. Применение аналитического подхода для определения подсчетных параметров тонкослоистых коллекторов;

3. Повышения вертикальной разрешающей способности методов ГИС;

4. Применение дополнительных методов исследования.

По каждому направлению методики имеют свои преимущества и недостатки. Рассмотрим некоторые из них, предложенные в ряде работ отечественных и зарубежных исследователей.

В 1983 году Я.Н. Басин с соавторами [3] в песчано-глинистой породе нижнемеловых отложений выделяют следующие компоненты (рис. 1.1):

- минеральный скелет;

- поровое пространство;

- структурная глинистость;

- рассеянная глинистость;

- флюид.

12

Кпск

1 - Кпск * Сгр

1 * * * * ж * * * * * * * ж ж ж Ж Ж ж ж ж * ж ж * Ж W ж ж

' г

Рис. 1.1. Компонентная модель песчано-глинистой породы [3]

1 - скелет породы; 2 - поровое пространство; 3 - цемент; 4 - глинистые включения

При этом структурная глинистость представляет собой макроскопические скопления глинистого материала в виде отдельных включений, линз, слоев. Они замещают и поровое пространство, и минеральный скелет породы. Таким образом, в работе Я.И. Басина под «структурной» глинистостью понимается слоистая глинистость.

Пористость такой породы определяется по следующей формуле:

(1.1)

где поровое пространство скелета; - объемное содержание слоистой

глинистости; - объемное содержание рассеянной глинистости, -

пористость рассеянной глины; А^ - пористость слоистой глины.

Я.Н. Басин пишет: «значение параметров, определяемых по отдельным методам ГИС, связаны с компонентами пласта следующим соотношением:

(1.2)

13

где у - показания отдельных методов ГИС» [3, с. 15].

Для определения пористости используется система уравнений для метода плотности тепловых нейтронов (ННК-Т) и гамма-метода (ГК), построенная на основе модели пласта.

Суммарное водородосодержание (д?^), определяемое по методу ННК-Т, описывается уравнением:

— L\^/7C7C ](1 Су-у ) + Суу-бОу-у- Э (1-3)

где д?ф, бОуу,, д?уу - водородосодержание флюида, рассеянной и слоистой глинистости соответственно. Водородосодержание скелета принимается равным нулю.

Относительный разностный параметр ГК равен:

(1.4)

где g - обратная величина коэффициента дифференциации по ГК;

плотность и скелетная пористость неглинистого пласта; - плотность пласта, вычисляемая на формуле (1.2). Гамма-активности рассеянной и слоистой глинистости принимались равными.

Система уравнений решается относительно трех компонент модели -пористости скелета породы, объемного содержания слоистой глинистости и объемного содержания рассеянной глинистости, при условии, что модальное значение коэффициента скелетной пористости является устойчивой величиной по залежи. Система уравнений решается графическим путем в виде палетки показаний нейтронного метода от показаний гамма метода, для этого вычисляются опорные точки, соответствующие неглинистому пласту, полностью заглинизированному песчанику, чистой глины и пласту, состоящему только из скелета породы. Величина коэффициента пористости слоистой глинистости принимается равной величине пористости близлежащих пластов глин. Пористость

14

рассеянной глинистости находится по эмпирической зависимости от пористости слоистой глинистости.

Для скважин, в которых отсутствует методы радиометрии (РК), предлагается при определении подсчетных параметров использовать относительную амплитуду метода самопроизвольной поляризации В фонде

скважин, имеющих в своем комплексе методы РК, по величине выделяют группы пластов, для которых по комплексу ННК-Т и ГК определяют средние значения К^.д. и . Величины и А^ определяются по петрофизическим уравнениям для предложенной модели пласта.

# с.7 #42 4J 4Ў 4Ў 4# 47 4# 44^7<у-

Рис. 1.2. Палетка для определения А)?^, Qp и , предложенная в работе [3, с. 23]

Я.Н. Басин пишет: «удельное электрическое сопротивление (УЭС) в принятой модели описывается формулой Максвелла. Глинистые включения представляются в виде эллипсоидов вращения, помещенных во вмещающую

15

среду с УЭС = /Эрг. Вмещающей средой служит «нормализованный пласт с УЭС = с рассеянной глинистостью. УЭС такой модели песчано-глинистой породы равно:

_ ту (1 С^)/9уу+[(У 1)+

+ +(7V-1X1-C^)^

где У - параметр, зависящий от эксцентриситета эллипсоидов вращения». [3, с. 16-17]

В 1984-1985 гг. В.А. Ефимовым [20] и Е.А. Романовым [67] предложен способ определения пористости пород «рябчиковой» текстуры Самотлорского месторождения. Под названием «рябчиковые» В.А. Ефимовым понимаются породы неоднородной текстуры и структуры, представленные частым переслаиванием слойков и линзовидными вкраплениями глин, алевролитов и песчаников размером от миллиметров до нескольких см [20, с. 91]. Е.А. Романов определяет «рябчиковые» породы как «песчано-алевролитисто-глинистые породы, характеризующиеся волнистой текстурой, обусловленной беспорядочным волнисто-линзовидным чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород толщиной от долей миллиметра до 5-6 см» [67, с. 36].

Для определения коэффициента пористости «рябчиковой» породы в целом и ее песчаного компонента в отдельности использовались методы плотности тепловых нейтронов и потенциалов собственной поляризации (ПС).

С целью привлечения метода ПС, строилась зависимость относительной амплитуды потенциалов собственной поляризации от относительного

содержания глинистых прослоев и включений «рябчиковой» породы. При

этом величина рассчитывалась по формуле:

1 -

(1.6)

где - значение коэффициента диффузионно-адсорбционной активности

«рябчиковой» породы, значение того же коэффициента в покрывающих

пласт глинах.

16

Относительное содержание глинистых прослоев и включений определялось путем замеров площади всех глинистых слоев и линз на образцах керна известного размера.

Суммарное водородосодержание «рябчиковой» породы определяется по следующей зависимости:

<^ = (X, + № - ^ ) + (^7 + + АО", (1.7)

где Ад, А^ - коэффициенты пористости песчаного и глинистого компонентов соответственно; А^, А^ - коэффициенты глинистости песчаного и глинистого

Л/7

компонентов соответственно; * содержание химически связанной воды

в глинистой фракции песчаного компонента и глинистых прослоев; -

поправка, учитывающая различие в плотностях песчаной фракции и глинистых минералов.

На основе полученных зависимостей, а также петрофизических данных, были построены палетки для определения коэффициента пористости

песчаного компонента, объемной доли непроницаемых прослоев и включений и для определения коэффициента пористости и глинистости «рябчиковой» породы в целом (рис. 1.3).

Удельное электрическое сопротивление «рябчиковых» пород предлагается определять по методу Бруггемана-Ханаи:

^777 <^77 к ^77 ?

где ft,? - эффективная электропроводность «рябчиковой» водо- нефтенасыщенной породы в целом; сг^сг^ - электропроводность песчаных и глинистых прослоев соответственно; - форм-параметр глинистых включений [20, с. 179;

67, с. 176].

17

Рис. 1.3. Палетка для определения (а) и -7^^ (б) "рябчиковых"

пород Самотлорского месторождения [20, с. 196]

Метод Томаса и Стибера [94], разработанный в 1975-1977 гг., представляет собой модель для определения пористости пород, представленных тонким переслаиванием песчаника и глины. В методе делаются предположения, что песчаник является гомогенным с постоянной пористостью, а глинистость -единственный заполнитель порового пространства.

Определение пористости реализуется с помощью треугольной диаграммы, построенной на кросс-плоте сопоставления пористости с объемной глинистостью по следующим точкам (рис. 1.4):

А - чистый песчаник (пористость равна пористости скелета (^л));

В - песчаник, поры которого полностью заполнены глиной (дисперсная глинистость (Қ^ ) полностью занимает объем пор скелета);

С - чистая глина (пористость равна пористости глины (%^/J);

D - песчаник со структурной глинистостью.

18

0% Общая глинистость 100%

Рис 1.4. Сопоставление пористости с глинистостью в модели Томаса-Стибера [93, с. 238]. N/G (Net-to-gross) - отношение мощности песчаника к мощности слоистой породы.

Для построения данного сопоставления предлагается использовать показания методов ГИС, зависящих от искомых величин. В работе Дж. Мавко, Т. Мукеджи и Дж. Доркин [93, с. 96-101], например, рассматривается применение методов гамма-гамма плотностного (ГГК-П), нейтронного (НК) и гамма.

Д.А. Асташкин предлагает [1] типизацию пород по комплексу литологических, петрофизических и геофизических материалов с целью выявления распознаваемых по ГИС типов пород. Производилась типизация пород викуловских отложений Ем-Еговского и Каменного месторождений. Для данных отложений было выделено 4 и 3 типа пород соответственно. Д.А. Асташкин пишет: «при выделении типов основным определяющим фактором были текстурные особенности строения пород, в частности тип и характер слоистости» [1,с. 98].

Для идентификации выделенных типов пород в разрезе скважины, предлагается построение связи , получение которой аналогично

19

способу, описанному в работах В.А. Ефимова [20] и Е.А. Романова [67]. Измерение величины доли глинистой компоненты (параметра слоистости) выполнялось инструментально на керне. Д А. Асташкин пишет: «для некоторых образцов со сложной, неясной или нарушенной слоистостью параметр слоистости определялся соотношением суммарной площади прослоев и линз к общей площади образца» [1, с. 76].

Для определения коэффициента пористости неоднородных пород использовался метод ГГК-П [1,с. 105]. Пористость для слоистых коллекторов предлагается находить по формуле:

(1.9)

где определяется с помощью метода ПС. Величина А^ в работе

принималась равной 18%.

В случае отсутствия в комплексе метода ГГК-П, для определения коэффициента пористости было получено уравнение А^ =

Удельное электрическое сопротивление коллекторов, содержащих неоднородности, предлагается корректировать с учетом и по формуле:

1

(1.10)

в которой принималось равной 2.5 Омм.

В работе А.Ю. Лопатина, А.Л. Медведев, Ю.В. Масалкин и др. [47] не предлагается принципиально новые алгоритмы интерпретации ГИС тонкослоистых коллекторов, а ставится цель разрешить часть трудностей возникающих при применении уже существующих подходов. Для реализации своей цели авторы переходят от литотипов к фациальной интерпретации разреза, при которой сначала выясняются условия осадконакопления интересующих горизонтов, потом выделяются фации, внутри которых изучаются свойства пород.

20

Для выделения фаций по показаниям методам ГИС предлагается использовать граничные значения величины .

Величина доли слоистой глинистости определялась линейно непосредственно на колонке керна. В дальнейшем для каждой фации она принималась константой.

Исследователи отмечают необходимость корректного выбора свойств вмещающих глин. Для этого предлагается за вмещающие породы принимать алевритовые перемычки между стратиграфическими пластами в викуловской свите, что в свою очередь, объясняется близостью гранулометрического состава и ФЕС перемычек к алевритовым прослоям. Для викуловской свиты Каменного месторождения рекомендуется принимать величину пористости глинистых прослоев равной 18%, а сопротивление глин равным 5 Омм [47, с. 4].

Однако для получения эмпирических связей фильтрационно-емкостных свойств породы с величиной геофизического параметра, неоднородного по текстуре коллектора, необходимо располагать измерениями ФЕС неоднородной породы на керне. В выделенных по ГИС интервалах в керне однородными по текстуре прослоями, где возможно изготовление образца, представлен, как правило, один из компонентов текстуры. Кроме того, для построения палеток интерпретации данных ГИС тонкослоистого разреза необходимо знание геофизических параметров для опорных пластов: чистого песчаника, чистой глины и полностью заглинизированного песчаника [13; 93], определение которых в условиях викуловских отложений, из-за изменчивости минерального состава, невозможно.

Е.Е. Поляковым [62] для выделения тонкослоистых пород предложено комплексирование методов бокового каротажного зондирования (БКЗ), потенциал зонда (ИЗ) и метода бокового каротажа (БК). Им также предложено использование технологии повторных замеров микробокового каротажа (МБК) при смене бурового раствора в скважине при разной минерализации.

21

Для определения коэффициента нефтенасыщенности тонкослоистых пород была разработана технология, основанная на нахождении по ряду скважин месторождения закономерности изменения коэффициента

нефтегазонасыщенности () с глубиной от предельно насыщенной зоны залежи к недонасыщенной и водоносной. Для определения закономерности использовались определения УЭС пластов мощностью более 3 м, пористости и содержание слоистой глинистости, которые определялись с помощью комплексирования методов РК и АК. По мнению Е.Е. Полякова «особенность этой методики в том, что погрешность оценки нефтегазонасыщенности не зависит от мощности исследуемых пластов» [62, с. 36].

Однако, применение аналогичной технологии для рассматриваемых тонкослоистых отложений затруднительно ввиду отсутствия достаточно мощных пластов-коллекторов, по которым возможно нахождение упомянутой закономерности и осложняется неоднородностью флюидонасыщения, оказывающего влияние на показания методов электрического каротажа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Акиньшин, Александр Вадимович, 2013 год

- ф *

-

-

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1

X (керн), д.е.

+ Кп эф > 5.45% + Кп эф < 5.45%-----------линия гран.знач.

у <> о Кп р^ = 0.45с ,4 4 X

ффф J ф^ фф 1 Ф фФ Ф

- Ф

- ф 1 ф ф

0 0 .2 0 4 0 .6 0 8

X (керн), д.е.

Рис.5.4. Сопоставление пористости (а) и проницаемости (б) с объемной доли глинистых прослоев

96

Рис. 5.5. Место отбора образцов керна в тонкослоистом разрезе

Апс, д.е.

< 0 t < ! БК, Омм 1

] 1 1 1 1 1 ГТТТТ 1— —— ГК, мкРЛ,ас ] ! ) Ж

5 W Кп (КЕРН), % t <2

) 0 ) ) ) 30

97

компонентов текстуры (рис. 5.5). При этом показания геофизического метода зависят от свойств обеих компонент неоднородной породы и от объемной доли последних:

Т^Т^+Т^, (5.5)

где Р - петрофизический параметр, характерный для пластопересечения в целом; 7^ и 7^ - петрофизические параметры текстурных компонент; и * объемные доли текстурных компонент.

Имея замер ГИС и определение петрофизического параметра одного из компонентов неоднородной породы, получаем уравнение с двумя неизвестными (объемная доля и петрофизический параметр второго компонента). В связи с этим необходимо разработать способы нахождения полученных неизвестных.

5.2.1. Определение объемной доли глинистых прослоев и включений

Для определения объемной доли глинистой компоненты предлагается комплексирование относительной амплитуды ПС и гамма-метода. Такое комплексирование разработано для корректировки получаемых результатов за влияние удельных сопротивлений песчано-алевритового и глинистого прослоев, входящих в уравнение (4.16).

Для нахождения искомой зависимости был построен кросс-плот = _/(<2/7с,-^/ж) (рис. 5.6) на основе следующих данных: доли глинистых прослоев определенной по фотографиям керна, увязанного с кривыми ГИС; естественной радиоактивности и относительной амплитуды ПС, зарегистрированных против интерпретируемого пластопересечения. Процедура получения кросс-плотов состояла в нанесении на плоскость сопоставления параметров ГИС и керна с последующей аппроксимацией точек линиями.

Эмпирически установленная зависимость описывается уравнением:

= -0,47 * + 0,33 * Д7^ + 0,53 (5.6)

98

Рис. 5.6. Кросс-плот определения объемной доли глинистой компоненты.

Шифр точек - AJrK, отн.ед.

Линия равных значений----погрешность 0.15 д.е.

Рис. 5.7. Сопоставление расчетных и керновых значений доли глинистых прослоев и включений

99

На рисунке 5.7 приведено сопоставление объемной доли глинистой компоненты определенной по предложенной зависимости с керновыми данными. Абсолютная погрешность определения доли глинистой компоненты укладывается в диапазон ± 15 %.

5.2.2. Определение пористости тонкослоистых пород-коллекторов

Для определения пористости песчано-алевритовой компоненты в условиях тонкослоистого разреза, помимо объемной доли, необходимо знание пористости глинистой компоненты и интегральной пористости пластопересечения в целом.

Определение коэффициента пористости с помощью методов ГИС или нахождение петрофизических зависимостей затруднительно. Так на рисунке 5.8.а приведено сопоставление коэффициента пористости глинистой компоненты с долей глинистых прослоев и включений, а на рисунке 5.8.6 сопоставление рассматриваемой величины с пористостью песчано-алевритовой компоненты.

В ряде работ [1; 4; 47; 84], при определении коэффициента пористости проницаемой компоненты, пористость глинистой принимается как постоянная величина. Е.О. Беляков [4] это объясняет тем, что при замене средним значением, абсолютная погрешность определения интегральной пористости при = 30 % составляет ± 0,9 %, а при = 60 % - ± 1,8 %.

Однако при подсчете запасов нас интересует не коэффициент пористости породы в целом, а песчано-алевритовой компоненты. Таким образом, если принять пористость глинистой компоненты равной 17 %, при диапазоне изменения данной величины от 14 до 20 %, абсолютная погрешность определения коэффициента пористости песчано-алевритовой компоненты зависит от доли глинистой компоненты и имеет вид экспоненты (рис. 5.9). Таким образом, при доле глинистой компоненты равной 0.65, абсолютная погрешность при определении коэффициента пористости может достигать 5.5 %. Это необходимо учитывать при подсчете запасов углеводородов.

100

+ + +

i+ * - + — *—

-

-

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1

X, де.

б)

+ + 4 -

+ * + к*

i))t

О 5 10 15 20 25 30 35

Кп"ЕСЧ,%

Рис. 5.8. Сопоставление коэффициента пористости глинистой компоненты с долей глинистых прослоев (а) и с пористостью песчаноалевритовой компоненты (б)

101

Рис. 5.9. Распределение коэффициента пористости глинистых прослоев

102

На рисунке 5.10 приведено распределение пористости глинистых прослоев по керну. Как видно из рисунка, пористость глинистой компоненты меняется в диапазоне от 13 до 21 %, мода распределения приходится на 17 %. В связи с этим пористость глинистой компоненты предлагается принимать равной ее модальному значению.

В связи с тем, что минеральная плотность изменяется в узком интервале (рис. 2.10), в качестве метода интегральной пористости возможно использование метода ГГК-П.

Для определения интегральной пористости в скважинах, в которых отсутствует запись гамма-гамма плотностного каротажа, предлагается использование комплекса гамма-метода и водородосодержания (со), определенного по нейтрон-нейтронному каротажу. Для получения такой зависимости в качестве исходной петрофизической информации использовались керновые определения пористости однородных песчаных и глинистых образцов, а также доля глинистых прослоев и включений, найденная по фотографиям керна соответствующих пластопересечений. Интегральная пористость по керну определялась по уравнению (4.4). Кросс-плот для нахождения зависимости приведен на рисунке 5.11. Полученное уравнение имеет вид:

7^=a*^-Z)*Aog;o(10*AJ^.+l) + c, (5.7)

где - двойной разностный параметр ГК; а, & и с - эмпирические

коэффициенты.

На рисунке 5.12 приведено сопоставление коэффициента пористости песчано-алевритового компонента определенного предложенным петрофизическим зависимостям с керновыми данными в попластовом варианте (а) и в виде распределений (6). Средняя абсолютная погрешность определения коэффициента пористости составляет 1.2 % (максимальная 3.5 %) В целом, абсолютная погрешность укладывается в диапазон ± 2.5 %.

103

Рис. 5.10. Сопоставление погрешности определения пористости песчаноалевритовых прослоев от доли глинистой компоненты при фиксированной пористости глинистых прослоев и включений

О

0.2 0.4 0.6

0.8

AJnt, отн.ед.

1

Рис. 5.11. Кросс-плот зависимости коэффициента интегральной пористости пластопересечения по керну от ГК и to

104

a)

16 18 20 22 24 26 28 30 32

Кп"Есч (эмпирические зависимости), %

---Керн ------Эмпирические зависимости

0.3 ,

0.25

0.05

0

Рис. 5.12. Сопоставление результатов определения коэффициента пористости песчано-алевритовых прослоев по найденным зависимостям с керновыми данными в попластовом варианте (а) и в виде распределений (б)

105

5.2.3. Определение УЭС тонкослоистых пород

На величину коэффициента нефтенасыщенности также оказывает влияние тонкослоистость. Это связано с занижением сопротивления нефтенасыщенных пропластков, из-за чего они очень часто могут интерпретироваться как водонасыщенные.

Формула, позволяющая корректировать значение сопротивления пласта за влияние слоистой глинистости, имеет вид:

песч _ 1

- 1/ -Л/ ' (5.8)

/^77 //>"

При этом УЭС глинистых прослоев рассчитывается по формуле:

(5-9) где Рд - параметр пористости глинистого прослоя, Pg - сопротивление пластовой воды.

5.3. Аналитический подход к созданию алгоритмов интерпретации

5.3.1. Определение системы уравнений, описывающей петрофизическую модель тонкослоистого коллектора

Для определения подсчетных параметров путем решения системы петрофизических уравнений предлагается привлечение следующих методов: ГГК-П, ННК, ГК, АК, относительной амплитуды ПС и УЭС.

Основываясь на уравнении (4.18), можно утверждать, что показания радиоактивных геофизических методов зависят от свойств компонент неоднородной породы и от объемной доли последних. Эта зависимость имеет следующий вид:

Yg ^77^^77-4/7 ^77-4/7 ^^Г77 -*'-Л/7'

(5.10)

106

где и - величины средней пористости, глинистости и содержания

песчано-алевритовой фракции; А^, и - петрофизические константы,

при ограничениях:

*^*Л + -^Л-АЛ

+ ^ГЛ *

^>0;

) ,9- гг 7СЕРЛ .

] ^77 — ^77 max ?

/9* > П-

Л^СЧ —

^гл 0.

Если подставить в уравнение (5.11) уравнения (4.1), (4.4), и

(5.11)

(4.5), то

зависимость будет иметь следующий вид:

7ЛС = ^

(5.12)

9

при ограничениях:

^л+ А*^у + Af^" = 1;

Д/-2Л . ту-ал

Л Л-А/7

+ ТГЦ = 1;

>0;

ЛЛЛЛ .

— ^-77 max

АГ

* д-;г 0;

Л-А/7

>0;

(5.13)

^л

>0;

7V- алЛЕРЛ . — Лтах !

7У*2Л

Л-АЛ

>0;

.^лл 0.

Так как на величину относительной амплитуды метода ПС (<2^),

оказывает

влияние отношение сопротивлений песчано-алевритовой и глинистой компоненты, то для привлечения метода ПС необходимо дополнить систему уравнений зависимостями сопротивлений песчано-алевритовой и глинистой компонент. Удельное электрическое сопротивления компонент, в свою очередь, связаны между собой формулой (4.15).

107

Отсюда система уравнений имеет вид:

<5=<?. +<Ул,

;

Г — * 7?" , г/7-?(77 )0- 4_ -

^777 ^77**'^777 ^77-^77"''^777 ^777 ^

Л7- = [ДГ,*7ГГ+А7-,_^, Ҷ1-У—)]*(1-^)+А7^

1 + ^r*

(1-^)/ +2/ '

//? //^

при ограничениях (5.13).

Решение системы уравнений относительно пористости, глинистости, содержания песчано-алевритовой фракции, УЭС каждого компонента и объемной доли глинистых прослоев возможно методом градиентного спуска [40].

5.3.2. Определение подсчетных параметров с помощью решения системы петрофизических уравнений

Решение системы петрофизических уравнений было реализовано путем разработки программного приложения на языке программирования С#. Общий вид интерфейса программного приложения представлен на рисунке 5.13.

Выбор языка был основан на относительной простоте и быстродействии. Аналогичный алгоритм может быть разработан на других языках программирования, например, Visual Basic, Java и др. Также возможно использование алгоритма в виде пользовательских модулей в геофизических программных продуктах, например, GeoOffice Solver, ГеоПоиск, Techlog, и т.д.

108

к.

Флюид

Песчаник

Глина

Начало

Параметр

MkroStratumMode!

ПогрХ

^г-

Компонент ПЛ W ГК АК

Флюид 1 1 0 600

Песчаник 266 0 8 165

Глина 266 0.41 12 310

Перебор параметрон

^первал

Л

[ Очистить [

Имя

Рис.5.13. Интерфейс программного приложения для определения подсчетных параметров путем решения системы петрофизических уравнений

109

Выбор языка программирования был так же обусловлен возможностью создания многопоточных приложений, подразумевающей задействование нескольких процессоров персональной вычислительной машины одновременно. Эта возможность была реализована в программном приложении для увеличения его быстродействия.

Программное приложение позволяет производить определение подсчетных параметров, используя полученные исходные данные. Также существует возможность корректировать петрофизические константы и производить их автоматизированное уточнение.

В результате оптимизации программного кода и использовании многопоточности, время обработки одного пластопересечения не превышает 2 секунд.

5.3.3. Оценка достоверности и выбор комплекса методов ГИС

На рисунке 5.14 приведено сопоставление коэффициента пористости песчано-алевритового компонента определенного путем решения системы уравнений с керновыми данными. Средняя абсолютная погрешность определения коэффициента пористости составляет 1.1 % (максимальная 3.6 %) В целом, абсолютная погрешность укладывается в диапазон ± 2.5 %. Абсолютная погрешность определения объемной доли глинистых прослоев и включений (рис. 5.15) укладывает в диапазон ± 15 %.

На рисунке 5.16 и 5.17 приведено сопоставление петрофизических параметров, характеризующих гранулометрический состав, определенных путем решения системы уравнений с керновыми данными. На основании приведенных рисунков абсолютная погрешность укладывается в интервал ± 20 %.

Для обоснования оптимального комплекса ГИС с помощью решения

по

Линия равных значений-----погрешность 2.5%

Рис. 5.14. Сопоставление результатов определения коэффициента пористости песчано-алевритовых прослоев путем решения системы уравнений с керновыми данными в попластовом варианте (а) и в виде распределений (б)

Ill

Линия равных значений----погрешность 0.15 д.е.

а 0-5 ф .*,0.4

ci 0.6

<

4

А

4:

*

Э 0.1 0 .2 0.3 0 4 0 5 0 .6 0 7 0 .8 0 9 1

X (anc+AJm), Де.

Рис 5.15. Сопоставление объемных долей глинистых прослоев и включений, определенных с помощью методов ГИС и по керну

112

Рис. 5.16. Сопоставление содержания песчано-алевритовой фракции, определенного путем решения системы уравнений с керновыми данными

Рис. 5.17. Сопоставление коэффициента глинистости песчано-алевритовых прослоев, определенного путем решения системы уравнений, с глинистостью однородных образцов керна

113

системы уравнений были выполнены расчеты подсчетных параметров при использовании разного комплекса ГИС. Результаты расчетов сопоставлены с данными керна и приведены на рисунках 5.18 и 5.19.

Из рисунков 5.18 и 5.19 следует, что погрешность определения пористости песчано-алевритовых прослоев увеличивается при отсутствии в описании петрофизической модели метода ГГК-П, АК, ГК и водородосодержания. При отсутствии показаний относительной амплитуды ПС, УЭС, ГК и водородосодержания происходит увеличение погрешности при определении объемной доли глинистых прослоев и включений.

Выявленные закономерности не противоречат особенностям показаний методов ГИС в условиях тонкослоистого разреза, рассмотренным в разделе 4.4.

В целом на рисунках 5.18 и 5.19 можно видеть ухудшение сходимости результатов расчета с керновыми данными при уменьшении количества методов ГИС, участвующих в описании петрофизической модели, что позволяет сделать вывод о том, что наилучшая точность определения подсчетных параметров достигается при использовании полного комплекса методов ГИС.

5.4. Определение коэффициента нефтенасыщенности

Коэффициент нефтенасыщенности по данным методов ГИС определяется, по удельному электрическому сопротивлению, при этом используются петрофизические зависимости параметра насыщения (Р^) от коэффициента водонасыщенности (Кд) и параметра пористости (Р^) от коэффициента пористости (Кд) [60].

Зависимости 7^=/(Кд) и 7^ =/(7^) для викуловских отложений помещены на рисунках 5.20-5.21 и описываются следующими уравнениями:

Р" =1,126*7^-''^

-2.0)

(5.15)

114

Рис. 5.18. Сопоставления коэффициентов пористости песчано-алевритовых прослоев и объемных долей глинистых включений, определенных по керну и путем решения системы уравнений при отсутствии в ней методов ГИС: а), б) - отсутствие показаний метода ГГК-П;

в), г) - отсутствие показаний метода АК;

д), е) - отсутствие водородосодержания.

115

Рис. 5.19. Сопоставления коэффициентов пористости песчано-алевритовых прослоев и объемных долей глинистых включений, определенных по керну и путем решения системы уравнений при отсутствии в ней методов ГИС: а), б) - отсутствие показаний метода ГК;

в), г) - отсутствие относительно амплитуды ПС;

д), е) - отсутствие определений УЭС.

116

Кп, д.е.

Рис.5.20. Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости горных

пород викуловских отложений

Кв,д.е.

Рис.5.21. Зависимость параметра насыщения от коэффициента водонасыщенности горных пород викуловских отложений

117

Минерализация пластовой воды принималась по результатам исследования проб пластовой воды. Она составляет 17,8 г/л, что при пластовой температуре -73оС соответствует 0,17 Ом*м.

Коэффициент нефтенасыщенности определялся для песчаных прослоев неоднородной породы (А^'), при этом УЭС пластопересечения пересчитывалось с учетом доли глинистых прослоев по формуле (4.15). Удельное электрическое сопротивление глинистых прослоев рассчитывалось по формуле:

(5.16)

где - параметр пористости глинистого прослоя и включений.

Нахождения параметра пористости глинистых прослоев и включений производилось на представительной коллекции образцов керна из глинистой компоненты. Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости глинистых прослоев и включений представлена на рисунке 5.22. На основе анализа приведенного рисунка можно утверждать, что для определения УЭС глинистой компоненты возможно использование зависимости параметра пористости, определенной на коллекции песчаных образцов керна.

5.5. Определение коэффициента проницаемости

Для каждого литолого-фациального типа пород в разделе 4.3 предложены петрофизические зависимости коэффициента проницаемости от текстурноструктурных особенностей пород-коллекторов. В связи с чем определение коэффициента проницаемости коллекторов врезанных каналов осуществляется с помощью коэффициента пористости по уравнению:

(5.17)

а штормового шельфа, помимо коэффициента пористости, с использованием

данных об объемной доле глинистых прослоев и включений:

. (^7) = "Л 85 * - 2,9 * ,Г - 2,3.

(5.18)

118

+ Коллекторы и Неколлекгоры

Рис. 5.22. Зависимость параметра пористости от коэффициента пористости для коллекторов и неколлекторов

На рисунке 5.23 приведено сопоставление коэффициента проницаемости песчано-алевритовых прослоев, определенного по найденным зависимостям, с керновыми данными. Погрешность определения проницаемости укладывается в 0.4 порядка величины.

5.6. Сравнение результатов определения подсчетных параметров по предложенным алгоритмам и по стандартной методике

Обоснование повышения точности определения подсчетных параметров тонкослоистых песчано-алеврито-глинистых коллекторов по разработанным алгоритмам интерпретации методов ГИС производится путем сравнения абсолютной погрешности полученных результатов с погрешностью по стандартной методике. Сравнение выполнялось на основе сопоставления

119

Кпр (ГИС), 10^ мкм^

Рис. 5.23. Сопоставление проницаемости по ГИС и по керну

коэффициента пористости песчаных прослоев с керновыми данными, при этом в качестве эталона приняты данные керна. Погрешность определения коэффициента нефтенасыщенности не рассматривалась в виду отсутствия скважин, пробуренных на безводных промывочных жидкостях.

В качестве стандартной принята методика, использованная при подсчете запасов углеводородов викуловских отложений Красноленинского свода на Красноленинском месторождении (Подсчет запасов нефти и растворенного газа на основе геолого-технологической модели Красноленинского месторождения Ханты-Мансийского АО Тюменской области, Москва, 2003). В ней расчет коэффициента пористости песчано-алевритовых прослоев и доли глинистых прослоев производился с помощью относительной амплитуды ПС. При этом коэффициент пористости песчано-алевритовых прослоев рассчитывался по разным формулам для пород песчаного и алевролитового состава:

120

для алевролитового состава

гг <Х/7с + 2,05

^77.WCF * ? (5.19)

для песчаного состава

^/7Г + 1^75

^77V7ZCr— - (5.20)

На рисунке 5.24 приведено сопоставление коэффициента пористости песчаноалевритовых прослоев определенного по стандартной методике для алевритового состава (а) и песчаного состава (б) с керновыми данными. При расчете по формуле для алевролитового состава наблюдается завышение результатов на 1.7 % (средняя абсолютная погрешность 2.2, максимальная 6.7), по формуле для песчаного состава занижение на 1.4% (средняя абсолютная погрешность 1.9, максимальная 6.0).

Для оценки точности определения коэффициента пористости с помощью предложенных алгоритмов интерпретации были выполнены сопоставления соответствующей величины с керновыми измерениями. Средняя величина абсолютной погрешности определения коэффициента пористости прииспользовании аналитического подхода (рис. 5.14) составляет 1.1 % (максимальная - 3.6 %), при использовании эмпирического подхода (рис. 5.12) -1.2 % (максимальная - 3.5 %).

Таким образом, разработанные алгоритмы интерпретации позволяют повысить точности определения коэффициента пористости. Помимо этого необходимо отметить, что предложенный метод определения доли глинистых прослоев на керне позволяет увеличить точность за счет производства измерений по всей площади поверхности колонки керна и исключить погрешности, связанные с субъективностью инструментальных измерений.

121

Кп"Есч (керн), % Кп"Есч (керн), %

Линия равных значений-----погрешность 2.5%

Линия равных значений-----погрешность 2.5%

Рис. 5.24. Сопоставление коэффициента пористости песчано-алевритовых прослоев определенного по стандартной методике для алевритового состава (а) и песчаного состава (б) с керновыми данными

122

Выводы

1. Разработан количественный критерий выделения коллекторов викуловских отложений, учитывающий структурную и текстурную неоднородность.

2. Предложен эмпирический подход к разработке алгоритмов интерпретации методов ГИС в условиях тонкослоистого разреза, основанный на поиске зависимостей «керн-ГИС». При этом определение подсчетных параметров предлагается производить через интегральную пористости пластопересечения и объемную долю глинистой компоненты, рассчитываемых по найденным зависимостям.

3. Предложен аналитический подход к разработке алгоритмов интерпретации методов ГИС в условиях тонкослоистого разреза, основанный на решение полученной системы уравнений, описывающей связи между петрофизическими параметрами исследуемых отложений и зарегистрированными данными ГИС.

4. Коэффициент нефтенасыщенности предлагается определять для песчаноалевритового компонента по удельному электрическому сопротивлению, скорректированному за влияние слоистой глинистости.

5. Определение коэффициента проницаемости тонкослоистого коллектора предлагается производить по полученным зависимостям.

6. Для повышения точности определения подсчетных параметров рассмотрено два подхода к разработке алгоритмов интерпретации в условиях тонкослоистого разреза. Разработаны и апробированы алгоритмы интерпретации методов ГИС с использованием предложенных подходов.

123

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Установлено, что основными особенностями викуловских отложений Красноленинского свода, влияющими на интерпретацию методов ГИС, являются наличие текстурной неоднородности и присутствие в разрезе викуловской свиты двух типов отложений (штормового шельфа и врезанных каналов), отличающихся по текстурным характеристикам, ФЕС, минеральному и гранулометрическому составу.

2. Разработан метод определения площадной доли глинистых прослоев и включений по фотографиям колонки керна, что позволяет получить петрофизический параметр, необходимый для разработки петрофизической модели тонкослоистых горных пород и алгоритмов интерпретации методов ГИС.

3. В качестве петрофизической основы алгоритмов интерпретации данных ГИС в условиях тонкослоистого разреза предложена петрофизическая модель текстурно-неоднородных песчано-алеврито-глинистых пород-коллекторов викуловских отложений Красноленинского свода, описываемая системой уравнений.

4. Разработаны алгоритмы интерпретации методов ГИС, основанные на аналитическом и эмпирическом решениях.

5. По полученным алгоритмам произведена интерпретация скважин Рогожниковского месторождения, месторождений им. В.И. Шпильмана и им. Н.К. Байбакова. Разработанные алгоритмы интерпретации были представлены в государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) в 2010 году при подсчете запасов углеводородов месторождения им. Н.К. Байбакова, в 2012 году в научно-техническом совете ОАО «Сургутнефтегаз» и в 2013 году в ГКЗ при экспертизе проекта по подсчету запасов углеводородов Рогожниковского месторождения. С помощью выполненной интерпретации построена геологическая и гидродинамическая модели продуктивной залежи викуловских отложений Рогожниковского месторождения.

124

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Асташкин, Д. А. Разработка петрофизической модели неоднородных песчано-алевритовых пород-коллекторов с целью повышения достоверности количественной интерпретации данных ГИС (на примере некоторых месторождений Западной и Восточной Сибири) : дис.... канд. геол.-минерал. наук : 25.00.12 [Текст] / Д. А. Асташкин. - М., 2005. - 126 с.

2. Ахияров, А. В. Оценка неоднородности терригенных отложений прибрежно-морского генезиса [Электронный ресурс] / А.В. Ахияров. - Режим доступа: http://geolib.narod.ru/Joumals/OilGasGeo/1997/10/Stat/06/ stat06.html.

3. Басин, Я. Н. Методы радиоактивного и электрического каротажа при определении подсчетных параметров в песчано-глинистых полимиктовых разрезах [Текст] / Я. Н. Басин, В. А. Новгородов, М. Г. Злотников,

A. Я. Фельдман, А. А. Чередниченко. - М. : ВИЭМС, 1983. - 47 с.

4. Беляков, Е. О. Построение петрофизических моделей фильтрационноемкостных свойств текстурно-неоднородных терригенных коллекторов (на примере отложений АВ1 Самотлорского и БТ Яро-Яхинского и Заполярно месторождений) : дис.... канд. геол.-минерал. наук : 04.00.17 [Текст] / Е. О. Беляков. - Тюмень, 1998. - 276 с.

5. Большаков, А. А. Моделирование нефтегазовых технологий [Электронный ресурс] / А. А. Большаков. - Режим доступа: http://www.ipdn.ru/rics/docl/OC/2-bol.htm.

6. Борщев, В. В. Проблемы получения исходной геолого-геофизической информации для решения геологических задач [Текст] / В. В. Борщев,

B. А. Ефимов, А. В. Мальшаков, Е. А. Романов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Четвертая научно-практическая конференция. - Ханты-Мансийск: Научный аналитический центр рационального недропользования, 2001.-С. 328-339.

7. Борщев, В. В. Повышение достоверности определения подсчетных параметров пластов-коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири :

125

дисс. ... канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12 [Текст] / В. В. Борщев. - Уфа, 2002. -171 с.

8. Венделыптейн, Б. Ю. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений) [Текст] / Б. Ю. Венделыптейн, Р. А. Резванов. - М. : Недра, 1978. -318с.

9. Венделыптейн, Б. Ю. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа [Текст] / Б. Ю. Венделыптейн, Г. М. Золоева, Н. В. Царева и [др.] - М. : Недра, 1985. - 248 с.

10. Венделыптейн, Б. Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов [Текст] / Б. Ю. Венделыптейн. - М. : Недра, 1966 - 209 с.

11. Венделыптейн, Б. Ю. Определение пористости по данным метода ПС [Текст] / Б. Ю. Венделыптейн, Д. А. Кожевников, Г. Г. Яценко; под редакцией В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко // Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объёмным методом. - Москва-Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», - 2003. - С. 5-36.

12. Гладышева, Я. И. Геологическое моделирование залежей пластов нижнемелового нефтегазоносного комплекса Ен-Яхинского и Уренгойского месторождений : автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук : 25.00.12 [Текст] / Гладышева Яна Игоревна. - Тюмень, 2007. - 17 с.

13. Дарлинг, Т. Практические аспекты геофизических исследований скважин / Перевод с английского [Текст] / Т. Дарлинг. - М. : ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 400 с.

14. Дахнов, В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. [Текст] / В. Н. Дахнов. -М. : Недра, 1982.-448 с.

15. Деменьтьев, Л. Ф. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтегазоносных пластов / Ф. С. Акбашев, Л. Ф. Деменьтьев, В. М. Файнштейн. -М.: Недра, 1980. - 212 с.

126

16. Дмитриев, Е. Я. Геологическая неоднородность пластов в связи с разведкой и разработкой крупных платформенных нефтяных залежей [Текст] / Е. Я. Дмитриев, В. С. Мелик-Пашаев // Нефтегазовая геология и геофизика. -1963.-№9.-С. 3-9.

17. Добрынин, В. М. Петрофизика (Физика горных пород): учебник для вузов [Текст] / В. М. Добрынин, Б. Ю. Венделыптейн, Д. А. Кожевников. - 2-ое изд. перераб. и доп. - М. : ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 368 с.

18. Ершов, Н. А. Моделирование тонкослоистых коллекторов для оценки фильтрационной анизотропии задач [Текст] / Н. А. Ершов, А.М. Мельников, В.В. Попов // Каротажник. - 2012. - № 220. - С. 74-83.

19. Ефимов, В. А. К вопросу определения нефтегазонасыщенности глинистых коллекторов прямым способом [Текст] / В. А. Ефимов, Г. С. Кузнецов, Е. И. Леонтьев // Геофизические методы поисков и разведки нефти и газа. -Пермь : Пермский ун-т. - 1982. - С. 17-23.

20. Ефимов, В. А. Петрофизические модели сложно-построенных глинистых коллекторов для оценки их нефтегазонасыщения по данным электрометрии скважин : дис.... канд. геол.-минерал. наук : 04.00.12 [Текст] / В. А. Ефимов. - Тюмень, 1984. - 228 с.

21. Ефимов, В. А. Повышение достоверности определения фильтрационноемкостных свойств микрослоистых коллекторов Шаимского района по данным геофизических исследований скважин [Текст] / В. А. Ефимов, А. В. Малыпаков, Ю. А. Кузьмин и [др.] // Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Сборник научных статей, посвященный добыче 200-миллионной тонны нефти на месторождении ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». - Урай-Тюмень : ГИПП «Тюмень». - 2002. - С. 161-168.

22. Жданов, М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа [Текст] / М. А. Жданов. - М. : Недра, 1970. - 448 с.

127

23. Захарченко, В. Ф. К методике интерпретации нейтронных измерений в средах с включениями [Текст] / В. Ф. Захарченко // Ядерно-геофизические исследования. - 1967. - № 6. - С. 3-11.

24. Золоева, Г. М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС [Текст] / Г. М. Золоева. - М. : Недра, 1995. - 212 с.

25. Извеков, Б. И. Методика промышленной оценки глинистых коллекторов горизонта АВ1 Самотлорского месторождения : автореф. дис. ... геол.-мин. наук : 04.00.12 [Текст] / Б. И. Извеков. - М., 1982. - 22 с.

26. Истомин, С. Б. учет литологической макронеоднородности при цифровом геологическом моделировании месторождений нефти и газа) : автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук : 25.00.10 [Текст] / С. Б. Истомин. - М., 2009. - 25 с.

27. Итенберг, С. С. Интерпретация результатов каротажа скважин [Текст] /

С. С. Итенберг - М. : Недра, 1978. - 389 с.

28. Калинко, М. К. Состояние и задачи методов изучения природных коллекторов нефти и газа и флюидоупоров [Текст] / М. К. Калинко // Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры. - Новосибирск : Наука. - 1983. - С. 5-9.

29. Кантор, С. А. Теоретические основы нейтронных методов исследования горных пород, пересеченных скважиной : дис. ... д-ра. геол.-мин. наук : 04.00.12 [Текст] / С. А. Кантор. - М., 1980.

30. Кантор, С. А. Теория нейтронных методов исследования скважин. [Текст] / С. А. Кантор, Д. А. Кожевников, А. Л. Поляченко, и [др.] - М. : Недра, 1985.-224 с.

31. Карогодин, Ю. Н. Нефть и газ «Викуловской» свиты [Электронный ресурс] / Ю. Н. Карогодин // Наука в Сибири. - 2008. - № 41 (2676). - Режим доступа: http://www.nsc.ru/HBC/hbc.phtml? 12+476+1.

32. Карпенко, А. Н. Новые интерпретационные технологии обнаружения

тонкослоистых газоносных пластов в разрезах скважин [Электронный ресурс] / А. Н. Карпенко. - Режим доступа : http://oil-gas.platinov-

s.com/index.php?name=articles&op=printe&id=16.

128

33. Карпенко, А. Н. Статистическая модель тонкослоистого разреза скважины по данным геофизических исследований [Текст] / А. Н. Карпенко // Промысловая геофизика в 21-м веке. Геоинформационное обеспечение технологий увеличения ресурсной базы углеводородного сырья: Материалы конференции. - М.: РГУ. - 2011. - С. 43-45.

34. Карпенко, О. М. Застосування нейрономережевих технологш при

штерпретацп даних геоф1зичних дослщжень свердловин [Электронный ресурс] / О. М. Карпенко, О. В. Булмасов // Геошформатика. - 2005. - № 1. - С. 71-79. Режим доступа: http://oil-gas.platinov-s.com/index.php?name=

articles&op=view&id=l 1.

35. Кауфман, А. А. Введение в теорию геофизических методов. Акустические и упругие волновые поля в геофизике. Часть 3. [Текст] / А. А. Кауфман, А. Л. Левшин. - пер. с англ. А. В. Кирюшина. - М. : ООО «Недра-Бизнесценрт», 2001. - 519 с.

36. Кобранова, В. Н. Петрофизика : учебник для вузов [Текст] / В. Н. Кобранова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1986. - 392 с.

37. Ковалев, А. Г. О неоднородности нефтесодержащих коллекторов [Текст] / Ковалев А. Г., Вашуркин А. И. // Труды ВНИИ. - №44. - 1966. - С. 13-22.

38. Кожевников, Д. А. Проблемы интерпретации данных ГИС [Текст] / Д. А. Кожевников // НТВ Каротажник. - № 64. - 1997. - С.7-27.

39. Козяр, В. Ф. Определение пористости коллекторов со сложной структурой пустотного пространства и сложным минеральным составом [Текст] / В.Ф. Козяр; под редакцией В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. // Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объёмным методом. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - С.5-40.

40. Корн, Г. Справочник по математике для научных работников и инженеров [Текст] / Г. Корн, Т. Корн. - М. : Наука, 1970. - С. 575-576.

41. Костеневич, К. А. Обоснование литолого-фациальных закономерностей распространения коллекторов в отложениях сложного строения [Текст] /

129

К. А. Костеневич, И. В. Федорцов // Нефтяное хозяйство. - № 04 - 2011. - С. 2629.

42. Кузьмин, Ю. А. Оценка глинистости юрских микрослоистых коллекторов методом гамма-спектрометрии скважин [Текст] / Ю. А. Кузьмин,

А. А. Качкин // Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Сборник научных статей, посвященный добыче 200-миллионной тонны нефти на месторождении ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». - Урай-Тюмень : ГИПП «Тюмень», 2002.-С. 129-132.

43. Кузьмин, Ю. А. Оценка пористости юрских микрослоистых полимиктовых коллекторов Шаимского района радиоактивными методами скважин [Текст] / Ю. А. Кузьмин, О. В. Калашникова. // Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Сборник научных статей, посвященный добыче 200миллионной тонны нефти на месторождении ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». - Урай-Тюмень : ГИПП «Тюмень», 2002. - С. 193196.

44. Кузьмин, Ю. А. Геологическое компьютерное моделирование залежей нефти Шаимского района, осложенных структурно-литологическими и тектоническими экранами [Текст] / Ю. А. Кузьмин // Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Сборник научных статей, посвященный добыче 200-миллионной тонны нефти на месторождении ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». -Урай-Тюмень : ГИПП «Тюмень», 2002. - С. 65-74.

45. Кузьмин, Ю. А. Структурно-компонентная модель юрских микрослоистых коллекторов и оценка пористости методами промысловой геофизики [Текст] / Ю. А. Кузьмин, О. В. Калашникова, С. В. Анпенов // Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Сборник научных статей, посвященный добыче 200миллионной тонны нефти на месторождении ТПП «Урайнефтегаз» ООО

130

«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». - Урай-Тюмень : ГИПП «Тюмень», 2002. - С. 133149.

46. Лебедев, В. Е. Результаты расчёта комплексом численных методов процесса нестационарной диффузии нейтронов в многопластовых средах со скважиной : дис. ... канд. геол.-минерал. наук : 04.00.12 [Текст] / В. Е. Лебедев. -М., 1968.

47. Лопатин, А. Ю. Методология интерпретации каротажных данных в полигенных отложениях викуловской свиты на месторождении Каменное (тонкослойные штормовые отложения и комплекс заполнения врезанной долины) [Текст] / А. Ю. Лопатин, А. Л. Медведев, Ю. В. Масалкин, Р. Валенсиа // Материалы российской нефтегазовой технической конференции и выставки SPE.

- 2008.-SPE-115490.

48. Мальшаков, А. В. Разработка петрофизических моделей терригенных пород-коллекторов для оценки их фильтрационно-емкостных свойств по данным геофизических исследований скважин (на примере месторождений Западной Сибири) : дис. ... канд. геол.-минерал. наук : 04.00.12 [Текст] / А. В. Мальшаков.

- Тюмень, 1994. - 261 с.

49. Мальшаков, А. В. Уравнения ренормгруппы для задачи о перколяции бидисперсной системы [Текст] / А. В. Мальшаков, В. А. Ефимов // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. - Тюмень. - 1991. - С. 29-35.

50. Мальшаков, А. В. Петрофизическая модель фильтрационно-емкостных продуктивных отложений тюменской свиты Шаимского района (на примере Ловинского месторождения) [Текст] / В. В. Борщев, В. А. Ефимов, Ю. А. Кузьмин, А. В. Мальшаков // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Третья научно-практическая конференция. - 2000. - С. 323-333.

51. Медведев, А. Л. Аптские врезанные речные долины Каменной площади Западной Сибири: региональные аспекты нефтегазоносности [Электронный ресурс] / А. Л. Медведев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. -Т. 5. - № 3 : Режим доступа: http://www.ngtp.ru/ /rub/4/36_2010.pdf.

131

52. Медведев, А. Л. Комплекс заполнения врезанных долин - новый нефтепродуктивный объект в меловых отложениях Красноленинского свода Западной Сибири (на примере Каменного месторождения) : автореф. дис. ... канд. геол.-мин. наук : 25.00.12 [Текст] / А. Л. Медведев. - СПб., 2010. - 24 с.

53. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов [Текст] / Б. Ю. Венделыптейна, В. Ф. Козяра, Г. Г. Яценко. - Калинин : НПСГ «Союзпромгеофизика», 1990. - 261 с.

54. Миронов, Т. П. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении [Текст] / Т. П. Миронов, В. С. Орлов. - М. : Недра, 1977. - 272 с.

55. Михайлов, Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов [Текст] / Н. Н. Михайлов. - М. : Недра, 1992. - 272 с.

56. Оганджанянц, В. Г. Экспериментальные исследования вытеснения нефти из неоднородных коллекторов [Текст] / В. Г. Оганджанянц // Тр. ИГ и РГИ АН СССР. -1960. - Т.2. - С. 129-137.

57. Пат. 41858 Российская Федерация, МПК7, G01B5/28. Профилограф [Текст] / Питкевич В. Т., Семенов В. В.; заявитель и правообладатель Питкевич В. Т., Семенов В. В. - № 2004118016; заявл. 18.06.10. 5 с.

58. Петерсилье, В. И. Выделение коллекторов по количественным критериям [Текст] / В. И. Петерсилье, В. И. Пороскун, Г. Г. Яценко // Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объёмным методом. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». - 2003. - С. 3-29.

59. Петерсилье, В. И. Определение проницаемости и прогнозных дебитов пластов-коллекторов. Основные положения [Текст] / В. И. Петерсилье; под ред.

В. И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г. Г. Яценко // Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объёмным методом. - Москва-Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - С.8-1- 8-2.

60. Петерсилье, В. И. Петрофизические основы определения нефтегазонасыщенности по данным электрического (электромагнитного)

132

каротажа [Текст] / В. И. Петерсилье, Г. В. Таужнянский, Г. Г. Яценко // Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объёмным методом - Москва-Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». - 2003. - С.6-4- 612.

61. Пирсон, С. Учение о нефтяном пласте [Текст] / С. Пирсон. - изд. 2-е. перевод с англ. - М. : Гостоптехиздат, 1961. - 570 с.

62. Поляков, Е. Е. Компьютеризированная технология интегрирования скважинной геоинформации при изучении параметров нефтегазовых залежей : автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук : 04.00.12 [Текст] / Е. Е. Поляков. - Москва, 1998.-47 с.

63. Рац, М. В. Неоднородность горных пород и их физических свойств [Текст] / М. В. Рац - М. : Изд-во Наука, 1968. - 110 с.

64. Рац, М. В. Структурные модели в инженерной геологии [Текст] / М. В. Рац. - М. : Недра, 1973. - 216 с.

65. Резванов, Р. А Нейтронные методы исследования нефтяных и газовых скважин (при разведке и разработке залежей, приуроченных к пластам сложного состава и строения) : дис. ... д-ра. геол.-мин. наук : 04.00.12 [Текст] / Р. А. Резванов. - М., 1992.

66. Рейнек, Г. Э. Обстановки терригенного осадконакопления [Текст] / Г. Э. Рейнек, И. Б. Синх. - М. : Недра, 1981. - 74 с.

67. Романов, Е. А. Геолого-физические особенности глинистых низкопроницаемых коллекторов алымской свиты Нижневартовского свода и их учет при подсчете запасов нефти : дис.... канд. геол.-минерал, наук : 04.00.17 [Текст] / Е. А. Романов. - Тюмень, 1985. - 199 с.

68. Свихнушин, Н. М. Исследование тонкослоистых коллекторов нефти и газа. Новые технологии ГИС [Текст] / Н. М. Свихнушин, Р. И. Тухтаев, К. О. Шмыгля // Нефтегазовое обозрение. - 2002. - С. 46-51.

69. Семенов, В. В. Изучение керна методом микропрофилирования с целью повышения достоверности результатов интерпретации ГИС [Текст] / В. В. Семенов, И. Б. Ратников, К. И. Сокова // Проблемы повышения геологической

133

информативности геофизических исследований скважин: Материалы регион, науч.-практ. конференции, посвященной 75-летию Р. С. Касимова. - Казань :< Плутон. - 2007. - С. 82-96.

70. Семенов, В. В. Изучение литологического и петрофизических неоднородностей керна профилографом для повышения достоверности ГИС [Текст] / В. В. Семенов, И. Б. Ратников, К. И. Сокова // Актуальные вопросы петрофизики. - Краснодар : Просвещение-Юг, 2010. - С. 110-170.

71. Семенов, В. В. Изучение неоднородности коллекторов на керне методом микропрофилирования [Текст] / В. В. Семенов, В. Т. Питкевич, И. Б. Ратников // Геофизика. - 2006. - № 2. - С. 48-52.

72. Семенов, В. В. Исследование литологических и петрофизических особенностей неоднородного коллектора методом микропрофилирования керна [Текст] / В. В. Семенов, В. Т. Питкевич, Е. В. Морева, И. Б. Ратников // Тез. докл. VIII-й междунар. науч.-практ. конференции «Геомодель-2006». - Геленджик. -2006.-С. 114-116.

73. Стасенков, В. В. Методы изучения геологической неоднородности нефтяных пластов [Текст] / В. В. Стасенков, И. М. Климушин, В. А. Бреев. -Москва: Недра, 1972. - 176 с.

74. Степанов, А. В. К теории переноса нейтронов в неодонородных средах [Текст] / А. В. Степанов // Ядерная физика и взаимодействие частиц с веществом.