Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Зависимость электрофизических параметров горной породы от петрофизических характеристик по данным диэлектрической спектроскопии и индукционного каротажа

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Зависимость электрофизических параметров горной породы от петрофизических характеристик по данным диэлектрической спектроскопии и индукционного каротажа"

На правах рукописи

ЕЛЬЦОВ Тимофей Игоревич

ЗАВИСИМОСТЬ ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГОРНОЙ ПОРОДЫ ОТ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПО ДАННЫМ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СПЕКТРОСКОПИИ И ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА

25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

Новосибирск - 2015

005570065

005570065

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН)

Научный руководитель:

доктор физико-математических наук Доровский Виталий Николаевич

Официальные оппоненты:

Филатов Владимир Викторович, доктор физико-математических наук, профессор, ФГУП «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья», главный научный сотрудник;

Крылов Сергей Сергеевич, кандидат физико-математических наук, Санкт-Петербургский государственный университет, доцент.

Ведущая организация:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт вычислительной математики и математической геофизики Сибирского отделения Российской академии наук (ИВМиМГ СО РАН, г. Новосибирск).

Защита состоится 30 апреля 2015 г. в 10 час. на заседании диссертационного совета Д 003.068.03, созданного на базе ИНГГ СО РАН, в конференц- зале.

Отзывы в двух экземплярах, оформленные в соответствии с требованиями Минобрнауки России, просим направлять по адресу: пр-т. Академика Коптюга, 3, г. Новосибирск, 630090; факс: (383) 333-25-13, 330-28-07; e-mail: NevedrovaNN@ipgg.sbras.ru.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на официальном сайте ИНГГ СО РАН:

http://www.ipgg.sbras.ru/ru/education/commettee/Yeltsov2015. Автореферат разослан 05 марта 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

д.г.-м.н., доцент

H.H. Неведрова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектами исследования являются связь частотной зависимости комплексной диэлектрической проницаемости осадочных пород, насыщенных водой, нефтью или водонефтяной смесью, с пористостью и водонефтяным соотношением и связь измеренных значений кажущейся электропроводности в глинистых сланцах с параметрами поляризации.

Актуальность. Как известно из последних научных публикаций (Rasmus et al., 2003; Corley et al., 2010), различные проявления частотной дисперсии кажущейся комплексной электропроводности диэлектрически неоднородных сред исследуются в связи с отражением их на диаграммах индукционного каротажа. При этом методическое и программно-алгоритмическое обеспечение обработки таких данных недостаточно развито, например, нет алгоритма для инверсии данных с частотной дисперсией кажущихся электропроводностей.

В настоящее время интерпретация результатов измерения диэлектрического каротажа в диапазоне частот от 20 МГц до 1 ГГц основана на применении различных формул смеси, позволяющих получить комплексное значение диэлектрической проницаемости (КДП) среды, выраженное через КДП компонентов системы: минерального скелета, воды и углеводородов (Seleznev et al., 2004; Comparon, Hizem, 2010). Такой подход требует априорного знания состава минерального скелета и флюида, а также КДП, что представляется практически невозможным при каротаже. Впервые влияние содержания органических веществ на асимметрию спектров КДП горных пород было отмечено Ц.М. Левицкой (Левицкая, Ворсина, 1988), при этом количественные соотношения не были получены. Необходимы новые подходы, которые позволяют по измеренному спектру КДП насыщенной горной породы определить такие важнейшие характеристики, как пористость и водонефтяное соотношение, не требуя априорного знания электрофизических параметров компонентов системы.

Цель исследования - повысить информативность и достоверность оценки петрофизических параметров осадочной водонефтенасыщенной породы путем разработки алгоритма инверсии данных индукционного каротажа в глинистых сланцах, осложненных частотной дисперсией кажущейся электропроводности, и создания методики интерпретации результатов измерений комплексной диэлектрической проницаемости.

Научные задачи

1. Разработать алгоритм инверсии данных электромагнитного каротажа с частотной дисперсией электропроводности на основе модели поляризации Коул-Коул.

2. Разработать методику определения пористости и водонефтяного соотношения флюидонасыщенных осадочных пород по параметрам поляризации Гаврильяка-Негами.

Защищаемые научные результаты

1. С использованием модели поляризации Коул-Коул разработан алгоритм инверсии данных скважинной геоэлектрики с частотной дисперсией сигналов.

2. Разработана методика определения пористости и водонефтяного соотношения по спектрам комплексной диэлектрической проницаемости в диапазоне частот от 10 кГц до 50 МГц на основе анализа литературных данных и данных проведённых лабораторных экспериментов. Определена связь параметров поляризации Гаврильяка-Негами с пористостью и водонефтяным соотношением.

Научная новизна На основе модели поляризации Коул-Коул для электропроводности проведена инверсия данных скважинной геоэлектрики с частотной дисперсией сигналов, получены соответствующие параметры поляризации, в том числе электропроводность на нулевой частоте.

Установлена количественная взаимосвязь параметров поляризации Гаврильяка-Негами с пористостью и водонефтяным соотношением водонефтенасыщенных горных пород.

Теоретическая и практическая значимость результатов

Использование алгоритма инверсии данных многочастотного индукционного каротажа на основе модели поляризации Коул-Коул позволяет инвертировать данные с частотной дисперсией сигналов и получать электропроводность на нулевой частоте, которая необходима для дальнейшей петрофизической обработки.

Развитая теория, позволяющая использовать спектр комплексной диэлектрической проницаемости для определения пористости и нефтесодержания коллекторов, позволяет уйти от использования формул «смешения» и ставит скважинную технологию диэлектрического каротажа на новый практический уровень.

Фактический материал, методы исследования и аппаратура

Основные методы исследования — диэлектрическая спектроскопия, численное моделирование. Соискателем использовались уравнения Максвелла, поляризационные модели Коул-Коул, Гаврильяка-Негами, Коул-Дэвидсона и Максвелла-Вагнера и их модификации, а также методы оптимизации Ньютона и Левенберга-Марквардта, сравнительный анализ, тестирование и верификация.

В диссертации использовались данные индукционного каротажа, полученные при исследовании интервала глинистых сланцев Хейнсвиль (штат Техас, США) любезно предоставленные Новосибирским технологическим центром компании Бейкер Хьюз Б.В. и методы их обработки, результаты измерения КДП насыщенной осадочной породы, выполненные соискателем в лаборатории экспериментальной сейсмологии ИНГГ СО РАН, а также данные лабораторных измерений, выполненных Ц.М.Левицкой (Левицкая, 1984; Левицкая, Носова, 1984; Левицкая, Пальвелева, 1990), Ю.В. Ревизским (Ревизский, Дыбленко, 2002) и другими исследователями (РаШ е1 а1., 2010). Лабораторные измерения проводились с помощью измерителя ЬСЯ 1пз1ек 78105С и векторного анализатора 2УЯЕ

ИоНск&ЗсИхуаге.

Высокая степень достоверности полученных результатов обеспечивается:

- использованием известных поляризационных моделей Коул-Коул и Гаврильяка-Негами;

- применением сертифицированных высокоточных поверенных лабораторных приборов LCR GW Instek 78105G, векторного анализатора ZVRE Rohde&Schwarz для получения экспериментальных данных;

- совпадением теоретических расчетов водонефтяного соотношения и пористости с лабораторными измерениями этих параметров по спектрам КДП водонефтенасыщенных образцов.

Апробация результатов и публикации

Основные результаты исследований по теме диссертации докладывались и обсуждались на конференциях и конгрессах различного уровня: научной конференции «Геофизические исследования в нефтяных и газовых скважинах» (Новосибирск, 2011), международном научном конгрессе «ГеоСибирь - 2014» (Новосибирск, 2014), всероссийской молодежной научно-практической школе-конференции «Науки о Земле. Современное состояние» (Шира, 2014), российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче (Москва, 2014), научных семинарах ИНГГ СО РАН и Новосибирского технологического центра компании Бейкер Хьюз Б.В.

Полученные научные результаты изложены в 8 публикациях, из которых 3 — в научных журналах, рекомендованных перечнем Высшей аттестационной комиссии («Геология и геофизика»; «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»; «Каротажник»), 4 - в материалах конференций и одной патентной заявке, зарегистрированная в патентном бюро США (Gapeyev, Eltsov, Dorovsky, 2014).

Благодарности

Автор выражает благодарность своим учителям, коллегам и всему коллективу Новосибирского технологического центра компании Бейкер Хьюз Б.В. за многочисленные советы, помощь и сотрудничество, в том числе к.т.н. М.Н. Никитенко, к.т.н.

A.И. Макарову, Д.Н. Гапееву, А.П. Мосину, М.В. Свиридову и другим.

Автор признателен академику РАН, профессору М.И. Эпову за внимание к исследованию, что помогло определиться с кругом научных интересов. Автор выражает особую благодарность своему научному руководителю доктору физ.-мат. наук

B.Н. Доровскому за научное руководство, помощь в подготовке диссертации, за постановку интересных научных задач и энтузиазм.

Автор благодарен к.т.н. H.A. Голикову за помощь при постановке лабораторных экспериментов на высоком профессиональном уровне.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав и заключения, общим объёмом 98 страниц, включая 45 рисунков и 5 таблиц и список литературы из 91 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Частотная дисперсия электропроводности в газонасыщенных глинистых сланцах Хэйнсвиль

Хэйнсвиль — это неофициальное название геологического образования, являющегося одним из богатейших скоплений природного газа в США. Исследуемые газонасыщенные глинистые сланцы залегают в восточной части штата Техас и северо-западной части штата Луизиана. Порода представляет собой литологически неоднородный аргиллит, насыщенный органическим веществом.

Скважины, пробуренные для геофизического изучения пород Хэйнсвиль, в основном, вертикальные. В этих скважинах проводится каротаж со стандартным набором зондов на кабеле, используемых при исследовании традиционных резервуаров. Для изучения удельного электрического сопротивления (УЭС) среды используется индукционный каротажный зонд высокого разрешения HDIL (Lestor, Beard, Milton, 1995). Практически на всем интервале сланцев Хэйнсвиль наблюдаются нетипичные сигналы каротажных зондов. Измерения с наибольшей в

радиальном направлении глубиностью показывают необычайно высокие значения УЭС с частотной дисперсией сигналов, это могло быть признаком зоны проникновения, но ввиду низкой пористости и низкой проницаемости модель с развитой зоной проникновения оказывается несостоятельной из

гидродинамических соображений.

На рисунке 1 приведены показания гамма-каротажа, каверномера и Н01Ь для восьми частот самого длинного зонда на интервале Хэйнсвиль (сг - кажущаяся электропроводность), вскрытом с использованием бурового раствора на нефтяной основе.

Гамма каротаж, АР1

О 50 100

Радиус ствола, см

10 12

<т, мСм/м

50

0

0.5

1

1.5

2 2

га

X | 2.5

>- 3

3.5

4

4.5

5

1

1

Г ж

-10 кГц

-30 кГц

-50 кГц

-70 кГц

-95 кГц

-115 кГц

135 кГц -155 кГц

Рисунок 1 — Частотная дисперсия электропроводности по данным каротажа на интервале глинистых сланцев Хэйнсвиль

Гамма каротаж, АР1

50 100

Радиус ствола, см

10 12

ст, мСм/м

50

100

-10 кГц

-30 кГц

-50 кГц

-70 кГц

-95 кГц

-115 кГц

135 кГц -155 кГц

Рисунок 2 - Отсутствие дисперсии электропроводности по данным каротажа на интервале песчано-глинистого прослоя, ст - кажущаяся электропроводность

Наблюдается значительное расхождение

электропроводности, измеренной на различных частотах (дисперсия). Для сравнения приведены показания на интервале песчано-глинистого прослоя, подстилающего сланцы Хэйнсвиль (Рисунок 2). По данным индукционного каротажа (ИК), частотная дисперсия сигналов не наблюдается, значения кажущейся электропроводности при измерении на всех частотах близки. Анализ данных гамма-каротажа говорит о пониженной глинистости по сравнению с вышележащими сланцами.

Используются результаты измерений электродвижущей силы (ЭДС) прибором индукционного каротажа HDIL компании Baker Hughes. Прибор состоит из семи трехкатушечных зондов различной длины (от 0.1 до 2 м). Оси катушек совпадают с осью прибора. Измерения проводятся на восьми частотах в диапазоне от 10 до 155 кГц. Сигналы зонда - комплексная кажущаяся электропроводность, оперативно вычисляемая как трансформация измеренной ЭДС по приближению однородной среды (Ельцов, Никитенко, Терентьев, 2011, 2013).

Для описания частотной дисперсии была выбрана модель поляризации Коул-Коул для комплексной электропроводности (Pelton et al„ 1978):

1 + (-/й>г)с

сг2 = сг0--,

1 + (1-т)(-1й)т)с

где m — поляризуемость, т — время релаксации, с — параметр частотной зависимости, сг0 - электропроводность на нулевой частоте.

В основе первичной обработки данных HDIL лежит поточечная инверсия в рамках двухслойной модели среды «скважина-пласт». Результат решения обратной задачи параметры подбираемой модели (УЭС на нулевой частоте (ег0), время релаксации (г), поляризуемость (m), параметр частотной зависимости (с)) (Гапеев, Ельцов, Эпов, 2013). Целевой функцией невязки сигналов является относительное среднеквадратичное отклонение измеренных и модельных данных:

F =

vr si

где сгэк - к-и экспериментальный сигнал, стк - к-й модельный сигнал, 8к — абсолютная паспортная погрешность измерения £-го сигнала, к- номер сигнала, N— число измерений.

В результате минимизации функционала F подбирается модель среды, для которой экспериментальные и модельные сигналы различаются между собой не более чем на погрешность измерения. В терминах невязки это означает, что F < 1. Обратная задача решалась либо методом перебора в пространстве параметров, либо методом DIRECT.

Из всей каротажной диаграммы был выбран 60-метровый участок с выраженной частотной дисперсией электропроводности. Использованы измерения комплексной кажущейся электропроводности, зарегистрированные прибором HDIL. Определялись поляризационные параметры в рамках модели Коул-Коул: УЭС на нулевой частоте (<т0), время релаксации (г), поляризуемость (т), параметр частотной зависимости (с). Результаты инверсии представлены на рисунке 3.

Значения электропроводности на нулевой частоте близки к значениям кажущейся УЭП, измеренной на самой низкой частоте. Значения времени релаксации находится в пределах типичных значений, характерных для исследуемых горных пород, а поляризуемость значительно выше ожидаемых значений. Во время анализа керна, извлеченного из изучаемого интервала, был обнаружен пирит. Возможно, такие большие значения поляризуемости обусловлены наличием рассеянного пирита, общая площадь поверхности которого приводит к значительной дисперсии, кажущейся УЭП.

Рисунок 3 - Результаты инверсии, параметры поляризации: электропроводность на нулевой частоте, время релаксации, поляризуемость и параметр с

сгна нулевой частоте мСм/м

О 10 20

о

т, время т, поляризуемость Параметр с

релаксации, мкс

1 10 100 0.8 0.9 1 05 0.75 1

Определение водонефтяного соотношения и пористости пласта по диэлектрическим спектрам в широком частотном диапазоне

Анализ результатов экспериментальных измерений диэлектрической проницаемости и фактора диэлектрических потерь показывает, что в пористых средах, насыщенных водой, диэлектрический спектр среднечастотного диапазона электромагнитного поля имеет вид характерной симметричной кривой, симметрия которой нарушается с появлением в рассматриваемой среде нефти (Левицкая, Носова, 1984; Ельцов, Доровский, 2014; Измерение водонефтяного соотношения.../ Ельцов и др. 2014). Характер симметрии, мера нарушения, а также связанные с ними физические механизмы поляризации позволяют определить водонефтяное соотношение, не прибегая к формулам смеси, традиционно использующимся для определения насыщения

в Максвелл-Вагнеровской поляризации (Ельцов, Доровский, Гапеев, 2014; Ельцов, Доровский, Голиков, 2014).

Часто релаксационные характеристики Максвелл-Вагнеровской поляризации для пористых водонасыщенных систем могут находиться вне области поляризации и, как следствие, вне области применимости той либо иной формулы смеси. К тому же, число релаксационных параметров пористой насыщенной среды (например, в случае одновременного насыщения пласта водой и нефтью), как правило, меньше числа диэлектрических степеней свободы подсистем. Подобного рода сложности заставляют искать альтернативные методы вычисления объемных долей присутствующих подсистем и пористости (ОогоУБку, вареуеу, ЕИбоу, 2014).

Поляризационная кривая Гаврильяка-Негами

е = е'+и:" = £. + _ (1)

позволяет получить в качестве следствия формулу, связывающую степени поляризации а, Р с поляризационными характеристиками кривой Коул-Коул:

Рп

(\-а л

Ае

-П

У

Бт

2(1 + /?).

(2)

В формулах (1) и (2) е - значение КДП, высокочастотный предел реальной части КДП, е0 низкочастотный предел реальной части КДП, г - характерное время релаксации, Ае = ет — £0. Параметр /3 изменяется, в общем случае, в интервале [0, 1]. Значение р-1 соответствует ситуации без нефти в поровом пространстве (Левицкая, Папьвелева, 1990). Параметр а также меняется в интервале [0, 1], но значению ог=0 соответствует ситуация без воды в поровом пространстве.

Последняя формула разрешается относительно поляризационного параметра а (Рисунок 4):

а = 1--агс^

л

один факт.

Важно учитывать ещё один факт. На рисунке 5 представлены две поляризационные кривые для образцов песчаника: синяя кривая соответствует песчанику, насыщенному минерализованной водой; красная кривая, с меньшей максимальной амплитудой мнимой части КДП, соответствует песчанику, насыщенному водой и трансформаторным маслом (54% - масло, 46% - вода, пористость образца 14.1%). Для этих кривых есть одно и то же значение параметра 2е"шг^ / Д.? = 0.8, как это следует из графика (Рисунок 5), а также из работы Ц.М. Левицкой, И.И. Пальвелевой (Левицкая, Пальвелева, 1990).

Рисунок 4 - Зависимость а от р для двух значений 2е":ах/ Ае . а» соответствует предельному водонасыщению. р* соответствует предельному нефтенасыщению

Другими словами, параметр 2е^ / Ае - слабо изменяющаяся функция нефтенасыщенности: для одной и той же пористой среды, насыщенной нефтью и водой в разных соотношениях, величина у = 2е^х/А£ практически не меняется. Можно утверждать, что величина V является характеристикой порового пространства, насыщенного водой. При этом параметр /3 можно интерпретировать как параметр, характеризующий

содержание нефти. При наличии нефти всякому значению р, отличному от единицы, соответствует значение ау(/3), определяемое по формуле (3).

—Зависимость Коул-Коул • Песчаник с раствором NaCI

^ФФ * Песчаник с трансформаторным маслом —Зависимость Гаврильяк-Негами

е"

80

i^JiTL 25 МГц/"^^ 8 МГц 5 МГц

750 40 /У^ Ц 50 МГц // 450 кГц\ \.3 МГц

110 МГц //Ъ МГц 20 J¿ 300 кПХ к \ Vl.3 МГц

F loo МГц 0 " 100 А \750 кГц •1300 кГц J^lOO кГц

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Рисунок 5 - Поляризационная кривая образца песчаника

(Р=1, Ае= 154.5, =61.2), насыщенного минерализованной водой, а также образца песчаника, насыщенного минерализованной водой и трансформаторным маслом (¡3=0.718, А£ = 124.5, е"_=50.8) (Левицкая. Пальвелева. 1990)

Справедливо утверждение: при всяком заданном значении 2е"пях / Ае параметр, характеризующий нефтенасыщенность р ,

как следует из рис. 4, может меняться только в интервале [Д, 1], при этом значение р = 1 соответствует ситуации, при которой нефти в породе нет. Значение р = Д соответствует ситуации, при которой в порах нет воды. Одновременно с этим поляризационный параметр а будет меняться в интервале [0, «»]. Значение величин а,, Д при фиксированном отношении 2е"тлк / Ае определяется решением уравнений:

Х(Р) = у , а, =1--агс^(у). (4)

ж

Очевидно, между значениями а,, Д, существует связь , _ . 1 - а, 4

Поскольку при (3 = 1 нефть в порах отсутствует, понятно, что а, определяет предельную водонасыщенность или пористость. При ^ = 0.8, согласно диэлектрическому спектру песчаника (Левицкая, Пальвелева, 1990), насыщенного водой, а также песчаника, насыщенного водой и трансформаторным маслом, предельная водонасыщенность, рассчитанная по формуле (4), составляет 14%. С другой стороны, по данным Ц.М. Левицкой, И.И. Пальвелевой (Левицкая, Пальвелева, 1990), измеренная пористость этого образца составляет 14.1%. Для доломита (Левицкая, Пальвелева, 1990) имеется значение / Д£- = 0.74, предельное насыщение, по формуле (4) составляет »18%. Измеренное значение 16.9%. Это означает, что пористость Кп в процентном содержании можно вычислить по простой формуле ^=«,■100%. Введение величины а, как предельной водонасыщенности становится очевидным.

Таким образом, измерение пористости пород-коллекторов посредством каротажа скважин при насыщении порового пространства смесью воды и нефти сводится к следующей процедуре. При наличии характеристик диэлектрического спектра, вычисляем величину V = к0 = 2е"1шх / А.е. Для этого надо знать параметр &£ = £0 — а также максимальное значение мнимой части КДП в поляризации Гаврильяка-Негами. После чего по формуле (2) определяется связь для данной породы параметров водо- и нефтенасыщенности, т.е. выбирается кривая из семейства аХР) ■> характеризующая рассматриваемую породу при заданном значении V = у0 . Предельное значение а, = а (/? = 1) определяет

состояние этой породы, когда в порах находится только вода. При этом значение пористости определяем по формуле (4).

Описанная процедура позволяет по поляризационной кривой определить пористость. Задача сводится к определению спектра по данным индукционного каротажа. Следует отметить -несмотря на то, что необходимо знать только три релаксационных параметра диэлектрического спектра, измерять следует весь спектр (с разумной дискретностью по частоте) в скважинных условиях во всем среднечастотном диапазоне, поскольку необходимо убедиться в справедливости применения модели поляризации Гаврильяка-Негами, а также в насыщенности системы водонефтяной смесью. Кроме того, выбор частот электромагнитного поля может определяться исходя из соображений «глубинности» измерений индукционного зонда либо иными критериями, но это уже вопрос теории и практики ИК, который хорошо изучен.

Нефтенасыщенность фиксируется параметром р, которому, по формуле (2), соответствует значение а. Возникает возможность введения естественной шкалы сравнения водонасыщенности среды в скважинных условиях по мере движения индукционного прибора по скважине. Процентное содержание воды в поровом пространстве можно определить по формуле Кв=(а!а,)-100%. Процентное содержание нефти, в этом случае, можно представить формулой

<*(Р)

Кн =

1 —

«.(А)

100%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Применение модели поляризации комплексной электропроводности Коул-Коула при создании алгоритма инверсии данных индукционного каротажа, позволяет выполнить инверсию данных с частотной дисперсией сигналов и получить параметры поляризации: время релаксации, поляризуемость, параметр частотной зависимости и УЭС на нулевой частоте,

необходимое для дальнейшей петрофизической обработки данных.

Использование спектра комплексной диэлектрической проницаемости в диапазоне частот от 10 кГц до 50 МГц позволяет на новом уровне качественно отличать водонефтенасыщенные породы от водонасыщенных и определять такие важнейшие характеристики горных пород, как пористость и водонефтяное соотношение. Предлагаемая методика определения пористости и водонефтяного соотношения пористых сред, насыщенных водонефтяной смесью, является альтернативной методике, основанной на применении формул смеси, и не требует априорного знания ДП и УЭП компонент системы.

В настоящее время скважинная диэлектрическая спектроскопия как область знания находится на начальном этапе развития, но уже сейчас очевидны перспективы применения данных диэлектрического каротажа. Несмотря на то, что уже созданы и используются приборы скважинной диэлектрической спектроскопии, остаётся много вопросов, требующих решения, таких как определение вязкости нефти по параметрам поляризации, определение водонефтяного соотношения и пористости в скважинных условиях, определение влияния структуры порового пространства на спектры КДП, но для ответа на эти вопросы необходимы новые программно-алгоритмические средства, новые методики, разработанные с учётом последних достижений в различных областях знаний, новые геоэлектрические модели и высокоточная аппаратура для измерения электрофизических параметров.

ОПУБЛИКОВАННЫЕ РАБОТЫ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Гапеев, Д.Н. Эффект вызванной поляризации на диаграммах ИК в газонасыщенных сланцах / Д.Н. Гапеев, Т.И. Ельцов, М.И. Эпов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. — № 3. - С. 37-41.

2. Ельцов, Т.И. Быстрый алгоритм вычисления кажущихся сопротивлений / Т.И. Ельцов, М.Н. Никитенко, С.А. Терентьев // Каротажник. - 2013. - № 6. - Вып. 228. - С. 63-72.

3. Ельцов, Т.Н. Быстрый алгоритм вычисления кажущихся сопротивлений по сигналам индукционного каротажа [Электронный ресурс] / Т.И. Ельцов, М.Н. Никитенко, С.А. Терентьев // Геофизические исследования в нефтяных и газовых скважинах (Новосибирск, 7-10 ноября 2011 г.). - Новосибирск, 2011. http://www.looch.ru/news/conference%20results.html. (Дата обращения: 15.03.2013).

4. Ельцов, Т.И. Низкочастотные диэлектрические спектры пород, насыщенных водонефтяной смесью / Т.И. Ельцов, В.Н. Доровский, Д.Н. Гапеев//Геология и геофизика.-2014.-№ 8.-С. 1270-1281.

5. Ельцов, Т.И. Определение пористости и объемных долей компонент среды, насыщенной водонефтяной смесью / Т.И. Ельцов, В.Н. Доровский // Интерэкспо Гео-Сибирь-2014. X Международный научный конгресс "Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология". Т. 2 (Новосибирск, 16-18 апреля 2014 г.). - Новосибирск, 2014. - С. 68-73.

6. Ельцов, Т.И. Определение пористости образцов водонасыщенной горной породы по диэлектрическим спектрам / Т.И. Ельцов, В.Н. Доровский, H.A. Голиков // Науки о Земле. Современное состояние (Геологический полигон «Шира», Республика Хакасия, 31 июля-7 августа 2014 г.). - Новосибирск, 2014. - С. 240-242.

7. Ельцов, Т.И. Измерение водонефтяного соотношения и пористости формации, используя диэлектрическую спектроскопию в скважинных условиях [Электронный ресурс] / Т.И. Ельцов [и др.] // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче (Москва, 14-16 октября 2014 г.). - М., 2014 (CD-ROM).

8. Finding oil content of the formation using dielectric spectroscopy : patent application publication 20140207382 USA, E21B 49/00, E21B 47/00, G01V 3/08, E21B 41/00 / V.N. Dorovsky, D.N. Gapeyev, T. Eltsov; applicant and patentee Baker Hughes, Inc. -№ 13696634 application date 18.07.2011; publication date 24.07.2014, USA.

_Технический редактор Т.С. Курганова_

Подписано к печати 11.02.2015 Формат 60x84/16. Бумага офсет№1. Гарнитура Тайме.

_Печ.л. 0,9. Тираж 100. Зак№ 124_

ИНГГ СО РАН, ОИТ, 630090, Новосибирск, пр-т Ак. Коптюга, 3.