Методика интерпретации данных ГИС в терригенных алеврито-глинистых и трещиноватых породах на примере отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области

Эзирбаев, Тимур Борисович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методика интерпретации данных ГИС в терригенных алеврито-глинистых и трещиноватых породах на примере отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методика интерпретации данных ГИС в терригенных алеврито-глинистых и трещиноватых породах на примере отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области"

На правах рукописи

Г^7

Эзирбаев Тимур Борисович

МЕТОДИКА ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС В ТЕРРИГЕННЫХ АЛЕВРИТО-ГЛИНИСТЫХ И ТРЕЩИНОВАТЫХ ПОРОДАХ НА ПРИМЕРЕ ОТЛОЖЕНИЙ ТЕРСКО-СУНЖЕНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ

Специальность 25.00.10 — геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

-8 НОЯ 2012

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2012

005054574

Работа выполнена в Грозненском государственном нефтяном техническом университете имени академика М.Д. Миллионщикова

Научный руководитель:

кандидат технических наук Афанасьев Сергей Витальевич

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук Лухминский Борис Евгеньевич

кандидат технических наук Сержантов Роман Борисович

Ведущая организация: Комплексный научно-исследовательский институт им. Х.И. Ибрагимова РАН (г. Грозный)

Защита диссертации состоится 15.11.12 2012 г. в 15— на заседании диссертационного совета Д 212.121.07 при Российском государственном геологоразведочном университете им. Серго Орджоникидзе по адресу:

117997, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, 23, ауд. 4-73.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного геологоразведочного университета.

Автореферат разослан 13.10.2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.ф.-м.н.,

профессор / А.Д. Каринский

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Терригенные отложения, вмещающие залежи углеводородов, характеризуются существенной геологической неоднородностью, обусловленной условиями их формирования. Восстановление свойств таких пород по данным ГИС в настоящее время имеет большое значение при создании эффективных схем разработки месторождений нефти и газа в терригенных толщах. Наиболее сложные по строению и свойствам терригенные породы сложены преимущественно плотными глинистыми алевролитами, имеющими пористость, изменяющуюся в широком диапазоне (5-20 %) и проницаемость структурного каркаса, не превышающую 1 мД. Такие породы содержат сложную гранулярную, тре-щинно-кавернозную пористость. Извлекаемый из скважин керн характеризует только уплотненные участки пород. Выделение интервалов продуктивных коллекторов и оценка емкостных, фильтрационных свойств и нефтенасыщенности весьма сложны и обусловлены нивелированием физических свойств водонасы-щенных и нефтенасыщенных пород за счет влияния множества геологических и технологических факторов на показания методов ГИС, зарегистрированные в скважинах. Типичным представителем сложно построенных преимущественно алевритовых терригенных пород служат песчано-алеврито-глинистые отложения альб-апта нижнего мела месторождений (ТСНО). Продуктивные отложения на этих месторождениях залегают в диапазоне глубин от 2350 до 5130м и включают значительные по объему запасы нефти. Эксплуатация нижнемеловых залежей в пределах ТСНО осложнена рядом факторов, одним из них отсутствие объективной информационной базы о геологии и нефтегазоносности толщи, на основе которой возможно обосновать эффективную систему разработки. В этих условиях для повышения эффективности разработки месторождений стоит задача детального уточнения особенностей геологического строения нижнемело-

вых отложений, исследования их неоднородности на различных месторождениях, уточнения коллекторских свойств и запасов нефти.

В связи с особенностями структурно-минералогического строения терри-генные альб-аптские отложения ТСНО могут служить в качестве естественного полигона для научного обоснования требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей более полное восстановление геологических характеристик алеврито-глинистых и трещиноватых терригенных пород.

Создание методики интерпретации, отвечающей описанным выше требования решит проблему создания информационной базы для повышения эффективности изучения нижнемелового комплекса пород на территории ЧР и РИ и обеспечит отработку подходов к научному обоснованию методики углубленной интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях, представленных преимущественно плотными и трещиноватыми породами алевритового состава.

Цель работы — повышение детальности определения геологической неоднородности и коллекторских свойств сложно построенных терригенных отложений преимущественно алевритового состава на основе экспериментального и теоретического обоснования петрофизического обеспечения методики углубленной интерпретации комплекса данных ГИС на примере месторождений Терско-Сунженской нефтегазаносной области.

Основные задачи исследований

1. Обоснование требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей определение геологической неоднородности и коллекторских свойств нижнемеловых отложений ТСНО.

2. Исследование применимости имеющихся научных и методических работ в области изучения сложно построенных терригенных комплексов пород и обоснование применимости их для изучаемых нижнемеловых продуктивных отложений ТСНО.

3. Обоснование системы петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС для трехкомпонентной песчано-алеврито-глинистой породы, сложенной преимущественно алевритовой фракцией и имеющей повышенную глинистость.

4. Разработка методики интерпретации данных ГИС, позволяющей определять в рассматриваемом разрезе литологический состав и емкостно-фильтрационные свойства песчано-алеврито-глинистой породы.

5. Опробование разработанных методических приемов интерпретации данных ГИС на фактических скважинных материалах.

Защищаются следующие научные положения и результаты

1. Учет влияния размерности частиц, слагающих скелет породы, пористости и флюидального насыщения порового пространства на формирование физических свойств терригенных пород и влияние этих свойств на показания методов ГИС служит основой методического подхода к интерпретации данных ГИС при определении геологических характеристик и нефтегазонасыщенности отложений, сложенных плотными глинистыми алевролитами.

2. Обоснованная автором система петрофизических моделей для комплекса данных ГИС, включающая в себя электрометрию (УЭС), ПС, ГК, НГК и ка-вернометрию и созданный на ее основе алгоритм определения фракционного состава, пористости, абсолютной проницаемости и флюидального насыщения кварцево-полевошпатовых терригенных пород месторождений ТСНО.

3. Разработанный автором способ выявления в продуктивной толще альб-аптских отложений ТСНО геологических тел, которые потенциально могут содержать остаточную нефть, основанный на использовании результатов интерпретации данных ГИС по методике, разработанной автором диссертации.

4. Полученные автором в процессе реализации диссертации результаты восстановления в пределах ТСНО геологической неоднородности терригенной толщи.

Научная новизна

1. На основе обобщения выполненных ранее работ и собственных теоретических и экспериментальных исследований доказана применимость обоснованной при участии автора и Афанасьева C.B. системы петрофизических моделей УЭС, ПС, ГК, НК, АК, Кв.св и Кпр в условиях терригенных пород нижнего мела месторождений ТСНО и обоснованы параметры настройки этих моделей для определения свойств изучаемого комплекса пород.

2. Разработан алгоритм интерпретации данных ГИС, позволяющий определять в скважине напротив терригенных альб-аптских отложений содержание в скелете породы песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористость, абсолютную проницаемость, а также состав флюидального насыщения порового пространства.

3. На основе применения данных о фракционном составе пород и установленной связи его с содержанием связанной воды в породе и ее абсолютной проницаемостью разработаны принципы более детальной классификации пород коллекторов. Выделены классы коллекторов с повышенным содержанием в скелете алевритового компонента, которые имеют пониженную проницаемость и которые следует рассматривать как объекты, содержащие локальные остаточные запасы нефти в толще Терско-Сунженских месторождений.

4. По данным интерпретации данных ГИС разработана методика выделения тел песчано-алевритовых коллекторов, потенциально содержащих остаточные запасы нефти.

5. Автором впервые выполнено математическое моделирование влияния трещиноватости глинистых и не глинистых алевролитов на их физические свойства, определяемые методами ГИС. Установлено слабое влияние трещиноватости при определении по данным ГИС емкостных свойств и нефтенасыщен-ности коллекторов.

6. Разработан способ выделения в разрезе интервалов трещиноватых пород по данным микроэлектрических методов, обосновано применение этого способа для уточнения выделения коллекторов в разрезе.

7. В процессе реализации диссертации автором выполнены исследования по восстановлению в пределах ТСНО геологической неоднородности терриген-ной толщи. Полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем при геологическом моделировании месторождений ТСНО.

Практическая ценность работы

1. Для восстановления геологической неоднородности, коллекторских свойств и флюидального насыщения пород альб-аптского возраста нижнего мела на месторождениях Терско-Сунженской нефтегазоносной области обоснована система петрофизических моделей интерпретации данных ГИС.

2. Создана методика углубленной интерпретации данных ГИС в терриген-ных отложениях апьб-апта нижнего мела на месторождениях ТСНО.

3. Разработанная методика реализована автором диссертации в Системе автоматизированной интерпретации данных ГИС Gintel в форме адаптации методики ТАВС (авторы методики C.B. Афанасьев и др.) и расширения ее петро-физической и алгоритмической базы. Методика опробована при интерпретации данных ГИС по 63-м базовым скважинам месторождений Терско-Сунженской нефтегазоносной области с положительным результатом и подготовлена для использования на практике с целью обработки геолого-геофизической информации при решении задач разведки и разработки залежей нефти и газа на месторождениях ТСНО.

Реализация результатов работы на производстве

продуктивных терригенных отложений альб-аптского возраста нижнего мела на месторождениях Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

Методика подготовлена для производственного применения в нефтегазодобывающих организациях 4P.

Разработанная технология используется в учебном процессе для студентов Грозненского нефтяного технического университета (ГГНТУ) геофизической специальности на практических занятиях по курсу «Комплексная интерпретация данных ГИС».

Личный вклад

Все результаты, обладающие научной новизной и практической ценностью и изложенные в диссертации, были получены лично автором или при его непосредственном участии.

С целью исследования петрофизических особенностей и нефтегазоносно-сти толщ терригенных пород, с преимущественно алевритовыми образованиями автором диссертации было выполнено математическое моделирование данных керна и ГИС, в разрезе нижнего мела ТСНО. Автором самостоятельно выполнено теоретическое и экспериментальное обоснование требований к методике интерпретации данных ГИС в нижнемеловых терригенных отложениях ТСНО, исследовано влияние трещиноватости и кавернозности терригенных пород на показания методов ГИС, обосновано применение методики интерпретации данных ГИС ТАВС, разработанной B.C. Афанасьевым и C.B. Афанасьевым для оценки свойств пород нижнего мела ТСНО. Автор под руководством C.B. Афанасьева выполнил адаптацию петрофизического обеспечения методики ТАВС для использования ее при определении геологических свойств и нефтегазонасыщенно-сти пород нижнего мела TCIIO. На основе обобщения результатов интерпретации данных ГИС по скважинам были обоснованы уточненные параметры коллекторов альб-аптского возраста на всех крупных месторождениях ТСНО.

Апробация работы

Результаты исследовательских работ, положенных в основу настоящей диссертационной работы, докладывались на международных конференциях: Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в производстве, науке и образовании», Грозный 2010 г.; V Международной конференции «Горное, нефтяное, геологическое и геоэкологическое образование в XXI веке», Москва-Грозный 2010 г.; Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире», Пермь, 2011 г.; Всероссийской научно-технической конференции «Современные проблемы геологии, геофизики и геологии Северного Кавказа», Грозный, 2011 г.; VIII Международной научно-практической конференции молодых специалистов «Геофизика-2011», Санкт-Петербург, 2011 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 - в научных изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура н объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения и содержит 127 страниц текста, 31 рисунок, 7 таблиц. Список литературы включает 87 наименований. Диссертационная работа выполнена в период учебы в аспирантуре ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова.

Автор благодарен научному руководителю к.т.н. Сергею Витальевичу Афанасьеву за всестороннюю помощь на всех этапах работы над диссертацией.

За внимание и ценные советы автор выражает благодарность д.т.н., профессору кафедры геофизики РГГРУ им. Серго Орджоникидзе B.C. Афанасьеву.

За поддержку и внимание автор выражает благодарность руководству ГГНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова в лице ректора, профессора Х.Э. Тай-масханова, а также всему коллективу кафедры «Прикладная геофизика и геоинформатика» ГГНТУ.

За предоставление необходимой литературы и консультации автор благодарен вице-президенту АН ЧР, д.ф.- м.н, профессору И.А. Керимову.

Большое влияние на направление и уровень исследований оказали к.г.-м.н., доцент кафедры «Прикладная геофизика и геоинформатика» ГГНТУ М.А. Ха-санов и заведующий кафедрой «Прикладная геофизика и геоинформатика» ГГНТУ к.г.-м.н. Гайсумов М.Я., за что автор выражает им благодарность и признательность.

Отдельная благодарность коллективу ООО "Геоинформационные технологии и системы" за техническую поддержку в период работы над диссертацией.

Автор посвящает свою диссертационную работу своему первому учителю, ушедшему из жизни, выдающемуся ученому и педагогу профессору Дахкиль-гову Тугану Даутхановичу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ В первой главе приведены сведения об особенностях геологического и тектоническом строении, а также нефтегазоносности изучаемого комплекса пород. Приведены результаты исследования физических свойств, петрофизиче-ских закономерностей терригенных отложений нижнего мела Восточного Предкавказья в целом по данным ГИС и керна.

Нижнемеловые отложения ТСНО представляют собой мощную осадочную и терригенно-карбонатную формацию, в образовании которой принимают участие глинистые, песчано-алеврито-глинистые и карбонатные породы.

В отложениях нижнего мела выделяются валанжин-готеривский, баррем-ский, аптский и альбский ярусы. Изучаемый терригенный комплекс включает отложения апта и альба, залегающие на глубине 2300 - 6500 метров. Общая мощность нижнемеловых отложений изменяется от 700 до 1600 метров.

Бурение на нижнемеловые отложения было начато в 1954 г. на Карабу-лак-Ачалукской площади (скважина № 16). Первая промышленная нефть из

нижнего мела была получена в 1960 г. в скважине № 39 на Карабулак-Ачалукской площади.

В результате проведенных поисковых и разведочных работ в разрезе нижнего мела ТСНО была установлена промышленная нефтеносность, валан-жинских, барремских и аптских отложений.

Режим залежи аптских отложений определяется как упруго-замкнутый. Давление насыщения 260 -300 атмосфер.

В целом, нефти нижнего мела малосернистые с содержанием серы 0,15 %. Количество парафинов колеблется в пределах 4,3-7,4 %, количество асфальте-нов также невелико и составляет 0,36 %. Пластовые давления изменяются от 350 до 690 атмосфер. Пластовые температуры составляют 115-160 °С.

Первые промыслово-геофизические исследования альб-аптских отложений были начаты в 1963 г. Обязательный комплекс геофизических исследований (стандартный каротаж, БКЗ, БК, ИК, МБК, АК, ГК, НГК, кавернометрия) был утвержден в 1972 г. В основном, полученные геофизические материалы хорошего качества и пригодны для качественной и количественной интерпретации.

Исследование показаний различных методов каротажа дало возможность оценить диапазоны изменения физических свойств пород в разрезе. На рис. 1 приведены результаты статистического анализа показаний методов ГИС.

Экспериментальные исследования керна проведены в СКТБ ПГ, СевКав-НИПИнефть и в Грозненском нефтяном институте им. акад. М.Д. Миллионщи-кова. Кроме того на некоторых образцах керна выполнены специальные анализы во ВНИИЯГГ (элементный состав), в Ростовском государственном университете (минерализация поровых вод) и в тематической экспедиции объединения «Грознефть» (петрографические описания шлифов).

Экспериментальные исследования электрических свойств проводились в атмосферных условиях и при моделировании пластовых термобарических ус-

ловий при насыщении образцов моделью пластовой воды с минерализацией 80 г/л и на некоторых образцах - с минерализацией 200 г/л.

Известно, что на петрофизические параметры терригенных пород существенное влияние оказывает присутствие высокодисперсных глинистых минералов и других поверхностно активных компонентов, в частности, полевых шпатов, доля которых в изучаемых породах составляет 10-28 %.

2% г, %

Рис. 1. Кривые распределения показаний методов ГИС, используемых при оценке свойств пород в терригенном комплексе пород.

По данным анализов шлифов песчаники разнозернистые, плохо отсортированные (размер зерен изменяется от 0,16 до 0,8 мм), алевролит мелкозернистый.

На рис. 2 показаны результаты статистического анализа данных гранулометрического анализа пород. Как видно, в породе наблюдается малое содержание песчаной фракции, преобладают алевритовая и глинистая фракции.

Треугольная диаграмма фракций породы (рис. 26) показывает, что в изучаемом комплексе пород песчаники имеют малое распространение и характеризуются глинистостью не более 20 %. Основная масса пород сложена глинистым алевролитом. При этом с ростом алевритистости породы (до 80 %) возрастает и диапазон изменения глинистости алевролитов — содержание глистой фракции колеблется в диапазоне от 10-20 до 80 %. С ростом алевритистости уровень минимального содержания глин изменяется от 10 до 20%. Отдельные прослои пород представлены неглинистыми смесями песчаной и алевритовой фракций.

0.2 0.4 0.6 0.8 1

Содержание фракции в породе, д.е

Рис. 2. Изменение фракционного состава альб-аптских пород.

Породы-коллекторы представлены алевролитами песчанистыми и глинистыми. Карбонатность коллекторов низкая и в среднем составляет 2,5%, а в 90% случаев не превышает 10%.

Изучаемые породы характеризуются трещиноватостью. Трещины имеют локальное распространение, хаотически распространены в толще и изменяют ее проницаемость.

Сложное структурно-минералогическое строение пород, представленных глинистыми алевролитами, определяет особенности петрофизических связей между фильтрационно-емкостными свойствами пород и показаниями методов ГИС. В этой связи при разработке петрофизического обеспечения методики интерпретации данных ГИС в условиях изучаемого комплекса пород необходимо исследовать влияние размерности частиц, слагающих скелет породы, пористости и флюидального насыщения порового пространства на формирование электрических, радиоактивных, акустических свойств терригенных пород и влияние этих свойств на показания соответствующих методов ГИС.

Во второй главе изложены разработанные автором требования к уровню интерпретации данных ГИС для определения геологических характеристик и нефтегазонасыщенности нижнемеловых терригенных отложений Восточного Предкавказья, приведен анализ ограничений ранее применявшихся методов интерпретации данных ГИС в изучаемом комплексе пород.

Установлено, что в условиях изучаемого комплекса пород, сложенного в основном уплотненными алевролитами, характеризующимися повышенной глинистостью (20-60 %), широким диапазоном пористости (6-20 %), очень низкой проницаемостью (в основной массе пород коллекторов менее 0.1 мД, а в песчаных породах не превышает 30 мД), высокой долей связанной воды (в коллекторах 30-70 %), влияние структурно-минералогического фактора в формировании физических свойств пород и показаний различных методов ГИС существенно возрастает.

Автор пришел к выводу, что восстановление структурно-минералогического состава пород вдоль стволов всех скважин, пробуренных на месторождениях ЧР, является важнейшей и первоочередной задачей интерпре-

тации данных ГИС. Зная эти параметры, можно решить весь спектр задач при дальнейшем детальном изучении геологического строения залежей углеводородов. Такой подход на этапах оперативной интерпретации данных ГИС позволит более надежно выделять продуктивные интервалы в разрезах бурящихся скважин.

Методика интерпретации данных ГИС для терригенного комплекса пород ТСНО была разработана в 1970-х годах коллективом специалистов (B.C. Афанасьев, Н.В. Демушкина, В.Ю. Терентьев и др.) под руководством Г.А. Шнур-мана. Эта методика изложена в опубликованных работах авторов. В процессе создания этой методики был выполнен цикл исследований кернов, который был использован автором диссертации при собственных исследованиях.

Разработанная методика была применена при определении подсчетных параметров по всем месторождениям Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

Анализ применявшейся ранее методики с учетом достижений современного состояния теории и технологии интерпретации данных ГИС показал, что эта методика имеет ограничения, которые делают нецелесообразным ее использование при изучении мелового комплекса пород на территории ЧР.

Наиболее важными из ограничений, по мнению автора диссертации, являются следующие:

1. Методика обеспечивает определение только подсчетных параметров: эффективной толщины, пористости и нефтенасыщенности пород коллекторов.

2. Методика не обеспечивает достоверное определение структурно-минералогического строения пород в составе, описанном выше.

3. При выделении коллекторов учитывается только критерии апс и граничное значение пористости пород К^гр и игнорируется влияние многих факторов, характеризующих фильтрационные и емкостные свойства пород, а также их трещиноватости на показания методов ГИС. Величина критерия апс изменя-

ется в диапазоне 0.13^0.4, Л',,,.^=0.06^0.09. При этом принципы выбора необходимой величины не обоснованы, принимаются экспертно.

4. При интерпретации данных НК (водородосодержание), АК, ГГК применяются формулы, описывающие двухкомпонентную модель "глинистый песчаник", в результате при расчете пористости не в полном объеме учитывается влияние структурно-минералогического строения пород и протекающие в них адсорбционные явления, контролирующие показания методов ГИС.

5. При интерпретации данных электрометрии используется модель Вакс-мана-Смитса, а для обработки аномалий ПС модель Смитса, которые имеют ограничения применения в породах повышенной глинистости. Эти модели не позволяют достоверно оценить величину коэффициента водонасыщенности и, соответственно, нефтенасыщенности пород.

6. Методика не обеспечивает оценку доли связанной и подвижной воды в коллекторе, в результате делается неоднозначной оценка состава извлекаемых из пласта флюидов.

7. Методика не позволяет получить объективные оценки абсолютной проницаемости пород коллекторов.

Изложенное выше определяет потребность в создании более совершенного методического подхода для оценки по данным ГИС свойств пород коллекторов в разрезе альб-апта Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

В третьей главе дается обоснование системы петрофизических моделей. Автором диссертации при обосновании системы петрофизического обеспечения для отложений нижнего мела на различных месторождениях Терско-Сунженской нефтегазоносной области были учтены следующие факторы:

1. Для изучения свойств пород в подавляющем большинстве скважин имеются данные электрометрии (ИК, БК, ПЗ, БКЗ), ПС, ГК и НГК, АК, каверно-метрии. Все данные каротажа зарегистрированы аппаратурой, разработанной в 1970-х годах.

2. Исследования керна в подавляющем большинстве случаев выполнены путем определения стандартного набора физических свойств пород, на ограниченной коллекции кернов выполнены исследования грануллометрии. Имеются описания небольшой коллекции шлифов. На специальной коллекции кернов были произведены измерения естественной гамма активности и емкости кати-онного обмена.

С учетом указанных факторов, при обосновании петрофизического обеспечения методики интерпретации данных ГИС автором диссертации применен подход к исследованию петрофизических закономерностей и оценке параметров петрофизических связей, заключающийся в математическом моделировании с использованием фактических керновых данных по нижнемеловым отложениям, известных обобщенных петрофизических закономерностей. В качестве базы при выполнении автором исследований была использована система петрофизических моделей, разработанная B.C. Афанасьевым и C.B. Афанасьевым, теоретическое описание которой приведено в патенте авторов и их публикациях в изданиях из списка ВАК. К настоящему времени эта система моделей была успешно адаптирована ко многим геологическим разрезам нашей страны, а также зарубежных месторождений нефти и газа.

В основе системы петрофизических моделей лежит трехкомпонентная модель песчано-алеврито-глинистой породы. В соответствии с этой моделью тер-ригенная порода состоит из структурного каркаса и порового пространства. Структурный каркас сложен песчаной, алевритовой и глинистой фракциями, карбонатным цементом, обломками первичных пород и прочими минералами.

Поровое пространство в нефтегазоносном коллекторе насыщено связанной и подвижной водой, подвижными и остаточными углеводородами.

Объем связанной воды формируется всеми составляющими структурного каркаса породы.

В трехкомпонентной модели реализован учет влияния алевритового материала на физические свойства породы наряду с глинистым компонентом.

Для трехкомпонентной модели терригенной породы обоснована система петрофизических моделей: электропроводности породы, водородосодержания по НГК и интервального времени пробега продольной волны АК, абсолютной проницаемости и связанной воды. Обоснование обобщенной модели электропроводности терригенной гранулярной породы, разработанной B.C. Афанасьевым и C.B. Афанасьевым <уп ={KnKt)m(7эж в терригенных отложениях нижнего мела ТСНО, представлено в работе автора диссертации. Для обоснования применимости этой модели выполнено математическое моделирование и сравнение его результатов с графиками Р = f(K„) и Ри = /(К,) , построенными по данным измерения УЭС образцов кернов.

Измерения УЭС проводились в пластовых и атмосферных условиях, полученные стохастические зависимости описываются, соответственно, выраже-

_ 3,09 _ 8.75 _ ниями Ищ = —и rn = —¡-¿J-. Совместное представление данных, полученных

К' Кп

при атмосферных и пластовых условиях, показано на рисунке 3, на котором нанесены теоретические линии Р = f (Кп ), рассчитанные по модели электропроводности для ряда значений емкости катионного обмена 0; 0,02; 0,1; 0,3 и 1 моль/г.

По расположению точек, которые соединены между собой линиями, видно, что относительное сопротивление в пластовых условиях увеличивается, а пористость уменьшается по сравнению с атмосферными условиями для одних и тех же образцов пород. Математическое моделирование, детально описанное в диссертации, показало, что выбранная модель электропроводности вполне корректно описывает электрические свойства пород нижнего мела ТСНО.

Для оценки свойств пород используются кривая водородосодержания, определяемая по данным НГК, и кривая интервального времени пробега продоль-

ной волны по данным АК. Для интерпретации кривых этих методов применяются петрофизические модели водородосодержания и АК, разработанные B.C. Афанасьевым и C.B. Афанасьевым. В диссертационной работе выполнены исследования по обоснованию применимости этих моделей в условиях альб-аптских отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

Кп

Рис. 3. Совместное представление данных, полученных в атмосферных и

пластовых условиях.

На рисунке 4 приведены графики сопоставления данных пористости, измеренной на кернах, показаний водородосодержания (рис. 4а) и интервального времени АК (рис. 46), определенных по соответствующим кривым ГИС, зарегистрированным в скважинах. На рисунке 4а нанесены теоретические кривые сонк = /(-К"и)> а на рисунок 46 - А/ = /(Кп ), рассчитанные соответственно для фиксированных величин емкости катионного обмена скелета породы ()ск= О, 0.01, 0.1, 0.3 и 1 моль/г. Анализ положения точек на графиках показывает, что с ростом глинистости пород и, следовательно, емкости катионного обмена, точки смещаются вправо, что соответствует положению теоретических линий. Графики также показывают, что максимальное смещение точек соответствует гли-

нам гидрослюдистого состава (2<ж= 0.3 моль/г). Это служит доказательством достоверности моделей каротажей пористости и их применимости при интерпретации данных ГИС в изучаемом разрезе.

Кпкерн>Д-е'

0.3 0.225 0.15 0.075 0

КпкерН' Д-е-

// // в

// // /

// / »®

-0.1 0.025 0.15 0.275 0.4 Ось 2 ^нк, У/У

250 300 АК, мкс/м

и-1-1-1

Рис. 4. Сопоставление пористости по керну и показаний водородосо-держания (а) и АК (б) нижнемеловых пород по скважинам месторождений ТСНО

Модель связанной воды, которая была применена при интерпретации данных ГИС по месторождениям Терско-Сунженской нефтегазоносной области, записывается следующей формулой: 1

К.„ -

1 + /.-с-

к. ■К.

(3)

(в„+во)

При обосновании данной модели были построены графики зависимости Квсв = ]{Кп,Кпр)г по выборке кернов и по результатам интерпретации комплекса ГИС нижнемеловых отложений различных месторождений по разработанной автором методике. Анализ расположения точек на графиках показал что, по данным ГИС восстанавливается та же закономерность изменения доли связан-

ной воды в породе, что и по данным керна. Это является доказательством применимости модели (3) для расчета остаточной водонасыщенности пород- коллекторов в разрезе нижнего мела на месторождениях Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

Для оценки абсолютной проницаемости коллекторов, не обладающих тре-

щиноватостью, применена петрофизическая модель К„р — /(Кп,Квсв). На основе математического моделирования установлено, что модель обеспечивает достоверное определение проницаемости, что подтверждается и хорошим совпадением кривых распределения, построенных по выборке керна и результатами обработки данных ГИС по предложенной методике.

Автором выполнено математическое моделирование влияния трещинова-тости глинистых и не глинистых алевролитов на их физические свойства, определяемые методами ГИС. Как показали расчеты, наличие трещин в объеме до установленной по шлифам и описаниям керна максимальной величины К„ п,р=03 % оказывает слабое влияние и может не учитываться при определении по данным ГИС емкостных свойств и нефтенасыщенности коллекторов. Разработан способ выделения в разрезе интервалов трещиноватых пород по данным МКЗ, МБК, обосновано применение этого способа для уточнения выделения коллекторов в разрезе (интервалов с повышенной проницаемостью)..

Обоснованные в диссертации петрофизические модели использованы для разработки алгоритма определения свойств терригенных пород ТСНО на основе совместного решения системы уравнений, включающей петрофизические модели и формулу, описывающую структурно-минералогическую модель породы. Созданный автором алгоритм расчетов трещиноватости пород включен в общую схему автоматизированной интерпретации данных ГИС.

В четвертой главе описана разработанная методика интерпретации данных ГИС.

В варианте методики ТАВС, адаптированном автором диссертации для геологических условий мелового комплекса пород ТСНО, применяется предложенная C.B. Афанасьевым и уточненная автором диссертации с учетом пет-рофизических особенностей изучаемого разреза двухэтапная вычислительная схема комплексной интерпретации данных ГИС по месторождению в целом или по группам скважин.

Этап 1. Выполняется интерпретация данных ГИС по отдельным скважинам. В результате определяются все необходимые параметры. Результаты обработки сохраняются в цифровой форме в файлах с расширением LAS и оформляются в форме планшетов. На основе послойной обработки комплекса ГИС в каждой скважине выделяются относительно однородные по геологическим свойства прослои коллекторов, имеющие одно и тоже насыщение и средние значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и абсолютной проницаемости с учетом заданного среднестатистического уровня отклонения в пределах прослоя, а так же с контролем на минимальную величину толщины прослоя 0,4 м.

Этап 2. Результаты сопоставляются по группам скважин в форме литоло-гических разрезов. На планшетах изображаются рассчитанные объемные и флюидальные модели, а также дополнительно по скважинам могут выводиться: исходные каротажные кривые; данные по керну; результаты испытаний; кривые накопленной добычи флюидов и обводнения. По этим данным: 1) анализируется достоверность интерпретации данных ГИС по всем скважинам, подтверждается корректность выбранного алгоритма обработки данных ГИС или вырабатываются решения по его модернизации; 2) уточняются стратиграфические разбивки разреза по скважинам; 3) корректируются данные инклиномет-рии для обоснованного согласования глубин залегания выделяемых в разрезе геологических тел; 4) устанавливаются контакты флюидов и выделяются отдельные залежи в пределах изучаемого стратиграфического пласта.

Далее по полученным данным рассчитываются подсчетные параметры -эффективные нефтегазонасыщенные толщины, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности, и подготавливаются данные для геологического моделирования.

Важным этапом интерпретации данных ГИС по скважинам является оценка достоверности определенных геологических свойств пород. В методике ТАВС эта задача решается следующими способами: 1) расчет теоретических кривых удельного электрического сопротивления (УЭС) р„т и аномалий ПС ^пет при 100 % водонасыщенности породы, теоретических кривых показаний АК , водородосодержания а>ИКт по ННК (НГК, НКТ), объемной плотности 8пт (ГГК) при фактической водонасыщенности пород в разрезе и сравнение теоретических кривых с зарегистрированными в скважине кривыми ГИС; 2) построение стохастических связей между рассчитанными параметрами по отдельным или группам скважин и сравнение этих связей с аналогичными, построенными по данным керна, например, связи Кв св = /(Кп), КпКв = /(/?„),

Кщ = , Кв ск); 3) анализ кривых статистического распределения коэффициентов пористости Кп, нефтенасыщенности Ки, абсолютной проницаемости К„р и сравнение их с аналогичными кривыми, построенными по представительным данным керна. Анализ графиков сопоставления этих параметров между собой и с толщиной нефтегазонасыщенных /г„ и водонасыщенных Л„ прослоев; 4. Прямое сопоставление рассчитанных по слоям или прослоям значений пористости, доли связанной воды и абсолютной проницаемости и сравнение этих данных с осредненными данными по керну, отобранному из интервалов прослоев.

На планшет в месте с вышеперечисленными параметрами выносятся также результаты испытаний, а также другие показания записанные в период эксплуа-

тации скважин. Пример такого планшета для Старогрозненского месторождения, полученный автором диссертации, представлен на рис. 5.

Индекс флюида Индекс коллектора

Нет флюида в стволе \ Некоялвктор

' \ , Вода »-Нефть ЯН Коллектор ИИ|Нйф:ь

Литология ШШ Аяеврмт М^Кальцит ШШ Песчаник ШМ Глина

Плотный прослой

Рис. 5. Пример планшета с результатами интерпретации данных ГИС

На текущий момент по методике ТАВС с использованием алгоритма, обоснованного в диссертационной работе, обработаны материалы ГИС по скважинам, выполнены исследования материалов лабораторного анализа керна из 63 скважин месторождений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. При переинтерпретации материалов каротажа по скважинам были получены объективные данные, свидетельствующие о высокой достоверности разработанного алгоритма обработки данных ГИС.

Определенные в результате обработки данных ГИС по методике ТАВС геологические параметры пород были использованы при построении структур-

но-минералогических разрезов исследуемой толщи и оценке параметров пород коллекторов, при изучении неоднородности пород изучаемого горизонта и при решении целого ряда геологических задач для дальнейшей разработки месторождений ТСНО.

Особенностью изучаемого геологического комплекса является то, что на территории ТСНО на протяжении последних двадцати лет не бурились новые скважины на нижнемеловой горизонт и не выполнялась интенсивная эксплуатация месторождений. В связи с этим, основываясь на новых данных о процессах релаксации месторождений (восстановления нефтенасыщения в простаивающих скважинах) (Муслимов Р.Х, Закиров С.Н., Кашик A.C., Лисовский H.H.), можно предположить, что в залежах нефти месторождений ТСНО произошли процессы восстановления гидродинамической обстановки и релаксация нефтегазонасыщения. Это может рассматриваться как дополнительный источник увеличения извлекаемой доли остаточных запасов нефти и газа на месторождениях.

В работе проведено сравнение результатов и достоверности методики ТАВС и некоторых других наиболее распространенных методик определения подсчетных параметров на примере ряда месторождений ТСНО, по которым имеется достаточное количество испытаний по продуктивным пластам (табл.1).

Результаты сравнения показывают, что методика ТАВС является приемлемой для определения подсчетных параметров альб-аптских отложений ТСНО.

Анализ представленных в таблице данных показал, что по сравнению с ранее принятыми значениями: 1) существенно увеличились эффективные мощности по месторождениям Старогрозненское и Эльдарово; 2) по всем месторождениям наблюдается увеличение определенных по данным ГИС величин коэффициентов пористости и проницаемости; 3) возрастает оценка коэффициента нефтенасыщенности.

Таблица 1

Сравнительный анализ подсчетных параметров, определенных по методике ТАВС и значений принятых ранее

Площадь Карабулак-Ачалукская

Подсчетные параметры Ранее принятые Определенные по методике ТАВС

кс/,% 23,3 15,5 47 16,8 47,9

Площадь Малгобек-Вознесеновская

Кс/,% 4,0 15,5 44,0 15,9 45,2

Площадь Хаян-Кортовская

Кр,% 8,8 12,8 43,0 13,7 44.5

Площадь Старогрозненская

к:р,% 11,8 11,8 53,0 17,3 14,7 60,3

Площадь Эльдаровская

эф* Кр,% 4,3 9 40 4,7 12 43

Результаты диссертационного исследования обеспечивают достоверное и углубленное изучение геологии и нефтегазоносности месторождений на территории ТСНО.

На основе выполненных исследований для терригенных отложений ТСНО получены данные, свидетельствующие о высоком промышленном потенциале месторождений нефти, что особенно важно в современных условиях восстановления нефтедобывающей промышленности Чеченской Республики и определения его вклада в общий энергетический потенциал РФ.

В заключении даются основные научные и практические результаты выполненных исследований, которые сводятся к следующему:

1. Развито представление о модели и коллекторских свойствах терриген-ных пород нижнего мела ТСНО и на основе этого разработаны требования к уровню интерпретации данных ГИС, а также выработаны критерии выделения в разрезе коллекторов различной структуры на основе определения по данным каротажа фракционного состава скелета терригенных пород, их пористости и абсолютной проницаемости.

2. Обоснована система петрофизических моделей для интерпретации комплекса данных ГИС, зарегистрированного в скважинах в интервалах залегания альб-аптских отложений ТСНО.

3. Разработан алгоритм углубленной интерпретации данных ГИС, позволяющий определить непрерывно вдоль ствола скважины в разрезе альб-аптских отложений ТСНО содержание в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористости, доли связанной и подвижной воды, нефти, абсолютной проницаемости. Алгоритм реализован в системе автоматизированной интерпретации данных ГИС Gintel в форме адаптации методики ТАВС.

4. Разработана методика поиска и выявления в нижнемеловых месторождениях ТСНО насыщенных нефтью участков, которые по разным причинам не были выявлены предыдущими методиками интерпретации.

5. Выполнено математическое моделирование влияния трещиноватости глинистых и не глинистых алевролитов на их физические свойства, определяемые методами ГИС и установлено слабое ее влияние при определении по данным ГИС емкостных свойств и нефтенасыщенности коллекторов.

7. В результате сравнительного анализа значений подсчетных параметров, принятых ранее, и полученных при использовании методики ТАВС обоснована эффективность применения предлагаемой методики, по новому оценен текущий потенциал нефтяных месторождений ТСНО.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах: Издания, определенные ВАК

1. Петрофизические характеристики терригенных нижнемеловых продуктивных коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области как основа интерпретации данных ГИС. НТВ Каротажник, № 8 (185), Тверь,

2009 г., с. 3-9 (в соавторстве с Хасановы М.А.).

2. Обоснование модели электропроводности для аптских отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, №8, М., ОАО «ВНИИО-ЕНГ», 2011 г., с. 41-43 (в соавторстве с Афанасьевым C.B., Хасановым М.А.).

В других изданиях

3. Применение автоматизированной системы визуальной интерпретации результатов геофизических исследований скважин («Gintel»). Тезисы доклада на международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в производстве, науке и образовании», Грозный

2010 г., с. 69-71 (в соавторстве с Хасановым М.А.).

4. Опыт применения автоматизированных систем оцифровки и визуальной интерпретации результатов ГИС для изучения терригенных коллекторов ТСНО. Геология в развивающемся мире, Сборник научных трудов (по материалам Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых), Пермь 2011г, с. 135-137.

5. Система автоматизированной визуальной интерпретации результатов геофизических исследований скважин «Gintel» на примере терригенных

отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. Вестник академии наук Чеченской Республики, №2 (13), Грозный, 2010 г., с. 73-77. (в соавторстве с Хасановым М.А.).

6. История изученности нижнемеловых терригенных коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области. История наук о земле. Сборник статей, Выпуск 4, М., ИИЕТ РАН, 2011 г, с. 299-306 (в соавторстве с Хасановым М.А.).

7. Обоснование моделей каротажей пористости для альб-аптских отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. Тезисы доклада на VIII международной научно-практической конференции молодых специалистов «Геофизика 2011», СпБ., 2011 г., с. 113-116.

8. Использование методики автоматизированного восстановления свойств пород при интерпретации данных ГИС нижнемеловых отложений Тер-ско-Сунженской нефтегазоносной области. Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа», Грозный, 2011 г., с. 323328.

Подписано в печать 11.10.2012 г. Заказ № 30. Тираж 100 экз. Отпечатано во ВНИИгеосистем - Варшавское шоссе, д. 8, Москва, 117105

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Эзирбаев, Тимур Борисович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛО-ЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ НА ТЕРРИТО-РИИ ЧР И ЗАДАЧИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ.

1.1. Анализ особенностей геологического строения изучаемого комплекса пород.

1.2. Тектоническое строение.

1.3. Нефтегазоносность отложений.

1.4. Исследование физических свойств терригенных отложений нижнего мела Восточного Предкавказья по данным ГИС.

1.4.1. Комплекс геофизических исследований скважин.

1.4.2. Физические свойства пород по данным ГИС.

1.5. Анализ петрофизических характеристик пород по данным исследований керна.

1.5.1. Общие сведения.

1.6. Исследование петрофизических закономерностей и связей.

1.7. Исследование типа коллектора в альб-аптских отложениях.

1.8. Задачи по теме диссертации.

2. ОБОСНОВАНИЕ ТРЕБОВАНИЙ К МЕТОДИЧЕСКОМУ ПОД-ХОДУ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК И НЕФТЕГАЗОНАСЫ-ЩЕННОСТИ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕ-НИЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ.

2.1. Обоснование состава определяемых по данным ГИС параметров терригенной породы.

2.2. Анализ ограничений ранее применяемых методов интерпретации данных ГИС в изучаемом комплексе пород.

2.3. Выбор метода интерпретации данных ГИС.

3. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВА-НИЕ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС В НИЖНЕМЕЛОВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ.

3.1. Общие положения.

3.2. Обоснование системы петрофизических моделей.

3.2.1. Модель электропроводности породы.

3.2.2.Модель аномалии ПС.

3.2.3. Модель естественной радиоактивности по ГК.

3.2.4. Модели каротажей пористости.

3.2.5. Модель связанной воды.

3.2.6. Модель абсолютной проницаемости пород.

3.3. Исследование влияния трещиноватости при определении пористости и нефтенасыщенности терригенных пород.

3.4. Разработка принципов выделения коллекторов.

3.5. Разработка алгоритма определения геологических свойств пород.

4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС В НИЖНЕМЕЛОВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ НА ТЕРРИТОРИИ 4P НА ОСНОВЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ ТАВС.

4.1. Обоснование технологической схемы интерпретации данных ГИС по скважине.

4.2. Предварительная обработка данных каротажа.

4.3. Определение свойств пород по данным ГИС.

4.4. Разработка способов оценки достоверности интерпретации данных ГИС

4.5 Примеры применения технологии для восстановления геологических свойств нижнемеловых отложений.

Выводы.

5. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ НА

ТЕРРИТОРИИ 4P.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методика интерпретации данных ГИС в терригенных алеврито-глинистых и трещиноватых породах на примере отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области"

Актуальность работы

Терригенные отложения, вмещающие залежи углеводородов, характеризуются существенной геологической неоднородностью, обусловленной условиями их формирования. Восстановление свойств таких пород по данным ГИС в настоящее время имеет большое значение при создании эффективных схем разработки месторождений нефти и газа в терригенных толщах. Наиболее сложные по строению и свойствам терригенные породы, образованные в фациальных условиях относительно глубоководного бассейна, сложены преимущественно плотными глинистыми алевролитами, имеющими пористость, изменяющуюся в широком диапазоне (5-20 %) и проницаемость структурного каркаса, не превышающую 1 мД. Такие породы содержат сложное поровое пространство, включающее гранулярные поры, поры выщелачивания и трещины. Извлекаемый из скважин керн характеризует только уплотненные участки пород. Выделение интервалов продуктивных коллекторов и оценка емкостных, фильтрационных свойств и нефтенасыщенности весьма сложны и обусловлены нивелированием физических свойств водонасыщенных и неф-тенасыщенных пород за счет влияния множества геологических и технологических факторов на показания методов ГИС, зарегистрированные в скважинах. Типичным представителем сложно построенных преимущественно алевритовых терригенных пород служат песчано-алеврито-глинистые отложения альб-аптского возраста нижнего мела месторождений Терско-Сунженской нефтегазоносной области (ТСНО). Продуктивные отложения на этих месторождениях залегают в широком диапазоне глубин от 2350 до 5130 м и включают значительные по объему запасы нефти. Эксплуатация нижнемеловых залежей в пределах ТСНО осложнена целым рядом факторов, одним из которых является отсутствие объективной информационной базы о геологии и нефтегазоносности толщи, на основе которой возможно обосновать эффективную систему разработки. В этих условиях для повышения эффективности разработки месторождений стоит задача детального уточнения особенностей геологического строения нижнемеловых отложений, исследования их неоднородности на различных месторождениях, уточнения коллек-торских свойств и запасов нефти.

В связи с особенностями структурно-минералогического строения тер-ригенные альб-аптские отложения Терско-Сунженской нефтегазоносной области могут служить в качестве естественного полигона для научного обоснования требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей более полное восстановление геологических характеристик преимущественно алеврито-глинистых и трещиноватых терригенных пород.

Создание методики интерпретации, отвечающей описанным выше требованиям, с одной стороны, решает проблему создания информационной базы для повышения эффективности изучения нижнемелового комплекса пород на территории ЧР и РИ, а с другой стороны, обеспечивает отработку подходов к научному обоснованию методики углубленной интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях, представленных преимущественно плотными и трещиноватыми породами алевритового состава.

Цель работы - повышение детальности определения геологической неоднородности и коллекторских свойств сложно построенных терригенных отложений преимущественно алевритового состава и трещиноватых на основе экспериментального и теоретического обоснования петрофизического обеспечения методики углубленной интерпретации комплекса данных ГИС на примере месторождений Терско-Сунженской нефтегазаносной области.

Основные задачи исследований

Защищаются следующие научные положения и результаты

1. Учет влияния размерности частиц, слагающих скелет породы, пористости и флюидального насыщения порового пространства на формирование физических свойств терригенных пород и влияние этих свойств на показания методов ГИС служит основой методического подхода к интерпретации данных ГИС при определении геологических характеристик и нефтегазонасы-щенности отложений, сложенных плотными глинистыми алевролитами.

2. Обоснованная автором система петрофизических моделей для комплекса данных ГИС, включающая в себя электрометрию (УЭС), ПС, ГК, НТК и кавернометрию и созданный на ее основе алгоритм определения фракционного состава, пористости, абсолютной проницаемости и флюидального насыщения кварцево-полевошпатовых терригенных пород месторождений ТСНО.

4. Полученные автором в процессе реализации диссертации результаты восстановления в пределах ТСНО геологической неоднородности терриген-ной толщи.

Научная новизна

5. В процессе реализации диссертации автором выполнены исследования по восстановлению в пределах ТСНО геологической неоднородности терригенной толщи. Полученные результаты могут быть использованы в дальнейшем при геологическом моделировании месторождений ТСНО.

Практическая ценность работы

2. Создана методика углубленной интерпретации данных ГИС в терри-генных отложениях альб-аптского возраста нижнего мела на месторождениях Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

3. Разработанная методика реализована автором диссертации в Системе автоматизированной интерпретации данных ГИС Gintel в форме адаптации методики ТАВС (авторы методики C.B. Афанасьев и др.) и расширения ее петрофизической и алгоритмической базы. Методика опробована при интерпретации данных ГИС по 63-м базовым скважинам месторождений Терско-Сунженской нефтегазоносной области с положительным результатом и, таким образом, подготовлена для использования на практике с целью обработки геолого-геофизической информации при решении задач разведки и разработки залежей нефти и газа на месторождениях ТСНО.

Реализация результатов работы на производстве

Полученные в ходе исследований результаты были использованы при создании методики переинтерпретации данных ГИС, обеспечивающей достоверную оценку структурно-минералогического строения и нефтенасыщен-ности продуктивных терригенных отложений альб-аптского возраста нижнего мела на месторождениях Терско-Сунженской нефтегазоносной области.

Методика подготовлена для производственного применения в нефьега-зодобывающих организациях 4P.

Разработанная технология используется в учебном процессе для студентов Грозненского нефтяного технического университета (ГТНТУ) геофизической специальности на практических занятиях по курсу «Комплексная интерпретация данных ГИС».

Личный вклад

С целью исследования петрофизических особенностей и нефтегазонос-ности толщ терригенных пород, представленных сложно построенными глинистыми, трещиноватыми и преимущественно алевритовыми образованиями автором диссертации самостоятельно было выполнено математическое моделирование данных керна и ГИС, осуществлена обработка и интерпретация данных ГИС по 68 скважинам на месторождениях ТСНО в разрезе нижнего мела, являющимся типичным представителем такого класса пород. Автором самостоятельно выполнено теоретическое и экспериментальное обоснование требований к методике интерпретации данных ГИС в нижнемеловых терригенных отложениях ТСНО, осуществлен анализ существующих методических подходов к оценке свойств терригенных пород, исследовано влияние трещиноватости и кавернозности терригенных пород на показания методов ГИС, обосновано применение для оценки свойств пород подобных отложениям нижнего мела ТСНО системы петрофизических моделей и методики интерпретации данных ГИС ТАВС, разработанной B.C. Афанасьевым и C.B. Афанасьевым. Автор под руководством C.B. Афанасьева самостоятельно выполнил адаптацию петрофизического обеспечения методики ТАВС для использования ее при определении геологических свойств и нефтегазонасы-щенности преимущественно алеврито-глинистых и трещиноватых пород нижнего мела ТСНО. На основе обобщения результатов интерпретации данных ГИС по скважинам автор самостоятельно обосновал уточненные параметры коллекторов альб-аптского возраста на всех крупных месторождениях ТСНО.

Апробация работы

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 2 - в научных изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения и содержит 128 страниц текста, 29 рисунков, 7 таблиц. Список литературы включает 88 наименований. Диссертационная работа выполнена в период учебы в аспирантуре ГТНТУ им. акад. М.Д. Миллионщикова.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Эзирбаев, Тимур Борисович

Выводы

Переинтерпретация данных ГИС по всему фонду скважин, пробуренных к настоящему времени на месторождениях ТСНО по которым имеется материал геофизических исследований который обеспечивает определение по разрезу скважин изменчивость фракционного состава скелета пород, их фильтрационно-емкостные свойства и начальную на период бурения скважин нефтенасыщенность, позволит перейти от условно-схематических разрезов и карт к реальной картине распределения пород и коллекторских свойств в трехмерном пространстве.

В настоящей работе на основе использования разработанной системы критериев изучения геологической неоднородности терригенной породы создана методика выделения в толще нижнемелового горизонта ТСНО песчано-алевритовых тел, содержащих остаточные запасы углеводородов.

Методика реализуется в пять этапов:

1. В разрезах скважин на выбранном участке месторождения по данным интерпретации материалов каротажа по методике ТАВС по кривым фракционного состава выделяются интервалы алевролитов и песчанистых алевролитов, характеризующиеся нефтенасыщенностью более.

2. На основе анализа площадного распространения скважин, содержащих такие интервалы, выделяются тела, содержащие нефть. На этом этапе можно применить более точное решение - построить трехмерную геологическую модель распространения тел нефтенасыщенных алевролитов и песчанистых алевролитов, а затем по этим данным создать карты площадного распространения тел, потенциально содержащих остаточные запасы.

3. На основе сопоставления результатов построенных планшетов выделенных на этапе 2 и имеющихся карт с данными анализа текущей эксплуатации скважин на изучаемом участке месторождения, выявляются скважины, которые могут содержать геологические тела с остаточными углеводородами. !

4. В отобранных скважинах (во всех или в наиболее типичных для отдельных геологических тел) выполняются геофизические исследования, обеспечивающие оценку текущей нефтенасыщенности интервалов алевролитов и песчанистых алевролитов. К таким методам относятся исследования методами НТК, ИННК, ИНГК (С/О каротаж), электрический каротаж через колонну (аппаратура ЭКОС). На основе этих данных принимается окончательное решение о наличии остаточных запасов в геологических телах.

В диссертации рассмотрено создание алгоритмов для решения только первых двух этапов предложенной методики, которые соответствуют теме диссертации.

5. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ НИЖНЕМЕЛОВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО ПРЕДКАВКАЗЬЯ НА ТЕРРИТОРИИ 4P

В процессе работы над диссертацией была выполнена интерпретация данных ГИС по скважинам ряда месторождений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. Полученные данные были использованы для выявления особенностей структурно-минералогического строения нижнемеловых продуктивных отложений и оценки их коллекторских свойств и нефтенасыщен-ности.

Особенностью изучаемого геологического комплекса является то, что на территории 4P на протяжении последних двадцати лет не бурились новые скважины на нижнемеловой горизонт. Не выполнялась интенсивная эксплуатация месторождений. В связи с этим, основываясь на новых данных о процессах релаксации месторождений (восстановления нефтенасыщения в простаивающих скважинах) (Муслимов Р.Х, Закиров С.Н., Кашик A.C., Лисовский H.H.), можно предположить, что в залежах нефти месторождений 4P произошли процессы восстановления гидродинамической обстановки и релаксация нефтегазонасыщения. Это может рассматриваться как дополнительный источник увеличения извлекаемой доли остаточных запасов нефти и газа на месторождениях.

На основании изложенного можно считать, что детальный анализ кол-лекторских свойств и нефтенасыщенности по ранее пробуренным скважинам может служить основанием изучения текущего нефтенасыщения месторождений и поэтому является актуальным в современных условиях.

Изучаемый комплекс сложен в основном терригенными породами: преимущественно алевролитами, песчаниками и глинами. Терригенные отложения значительной степени изменчивы по структурно-минералогическому составу. Однако в целом в разрезе терригенных тел в составе скелета породы преобладают песчаная, алевритовая или глинистая фракции.

В изучаемом комплексе пород песчаники имеют малое распространение и характеризуются глинистостью в основном не более 20 %. Основная масса пород сложена глинистым алевролитом. При этом с ростом алевритистости породы (до 80 %) возрастает уровень минимального содержания глин от 10 до 20 %. Отдельные прослои пород представлены неглинистыми смесями песчаной и алевритовой фракций. Среднее содержание каждого из перечисленных компонентов в изучаемых породах, по данным исследований представленных в диссертационной работе составляет: песчаная фракция - 12%, алевролитовая фракция - 38,5%, глинистая фракция - 33% (Рис. 5.1). Карбо-натность низкая, в среднем от 2 до 5%, и лишь в редких случаях в отдельных прослоях превышает 10%.

10 20 30 40 50 60 70 80 90

Кпес.%

Рис. 5.1 Распределение объемного содержания глинистой, песчаной и алевролитовой фракций в альб-аптских отложениях ТСНО

Коллекторами в альб-аптских отложениях нижнего мела ТСНО являются песчаные и песчано-алевритовые тела и имеют изменчивые пористость, проницаемость, долю связанной воды и нефтенасыщенность. Карбонатность коллекторов низкая, в среднем составляет 2,5 %.

Результаты новой интерпретации данных ГИС показали, что пористость пластов коллекторов варьирует от 6-8 до 25% при средних значениях 8-12%, проницаемость изменяется от 0,001 • до 29 мД, в среднем составляя 0,1мД.

На рисунках 5.2, 5.3 приведены кривые распределения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности коллекторов нефти и газа по двум месторождениям нижнемеловых альб-аптских отложений ТСНО - Старогрозненской и Эльдаровской.

2 40

0,08 ОД ОД2 0,14 0,16 0,18

Кп, д.е

Рис. 5.2. Распределение значений Кп, Кщ, К„г в альб-аптских отложениях Старогрозненского месторождения

100

60 40

20 I

0,01 0,1 1 10

100

Кгго. мД

30 1 25 -1 20 Н 15

10 -I I

0,1-0,2 0,2-0,3 0,3-0,4 Кнгде

Рис. 5.2. Распределение значений Кп, Кпр, Кнг в альб-аптских отложениях Эльдаровского месторождения

Представленные данные показывают, что сложное структурно-минералогическое строение пород определяет их существенную фильтрационную неоднородность.

В диссертационной работе проведено сравнение результатов и достоверности описанной выше методики ТАВС и некоторых других наиболее распространенных методик определения подсчетных параметров на примере ряда месторождений ТСНО, по которым имеется достаточное количество испытаний по продуктивным пластам.

В таблице 5.1 приведены конечные результаты выполненных расчетов.

Полученные данные показывают, что методика интерпретации данных ГИС (ТАВС) является наиболее приемлемой для определения подсчетных параметров альб-аптских отложений ТСНО. Для этой методики выполняются все перечисленные выше критерии и получены наиболее достоверные данные.

Низкая эффективность ряда методик использовавшихся ранее, по мнению автора, была вызвана неправильным обоснованием модели коллектора, использованием малообоснованных петрофизических и интерпретационных моделей, использованием петрофизических связей с низким коэффициентом корреляции и отсутствием технико-технологических средств которые существуют на сегодняшний день.

В таблице 5.1 приведены рассчитанные подсчетные параметры (коэффициенты пористости и нефтенасыщенности) для месторождений Карабулак-Ачалуки, Малгобек-Вознесенское, Старогрозненское, Хаян-Корт. При сравнении можно отметить, что существенно увеличились эффективные толщины по месторождениям Старогрозненское и Эльдарово, по всем месторождениям наблюдается увеличение коэффициента пористости и проницаемости. Соответственно увеличивается коэффициент нефтенасыщенности по сравнению с ранее принятым.

В целом, выполненные исследования позволили сделать вывод о том, что решение вопросов развития нефтяной отрасли в ЧР в ближайшей перспективе связано с восстановлением утраченных в прежние годы знаний о геологическом строении и фактической нефтегазоносности продуктивных комплексов пород на всех месторождениях ТСНО.

В решении этой задачи важная роль принадлежит обновленной интерпретации имеющихся фондовых материалов ГИС по скважинам, основанной на применении новых инновационных методик, обеспечивающих более полное восстановление геологических свойств пород в разрезах скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Развито представление о модели и коллекторских свойствах терри-генных пород нижнего мела ТСНО и на основе этого разработаны требования к уровню интерпретации данных ГИС, а также выработаны критерии выделения в разрезе коллекторов различной структуры на основе определения по данным каротажа фракционного состава скелета терригенных пород, их пористости и абсолютной проницаемости.

2. Обоснована система петрофизических моделей для интерпретации комплекса данных ГИС, зарегистрированного в скважинах в интервалоах залегания альб-аптских отложений ТСНО.

3. Разработан алгоритм углубленной интерпретации данных ГИС, позволяющий определить непрерывно вдоль ствола скважины в разрезе альб-аптских отложений ТСНО содержание в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористости, доли связанной и подвижной воды, нефти, абсолютной проницаемости. Алгоритм реализован в системе автоматизированной интерпретации данных ГИС вЫе! в форме адаптации методики ТАВС.

5. В результате сравнительного анализа значений подсчетных параметров, принятых ранее, и полученных при использовании методики ТАВС обоснована эффективность применения предлагаемой методики, по новому оценен текущий потенциал нефтяных месторождений ТСНО.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Эзирбаев, Тимур Борисович, Грозный

1. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промысл ово-геофизических данных. М.: Недра, 1984. - 200 е.: ил.

2. Александров Б.Л. Аномально-высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: недра, 1987. - 216 с.

3. Александров Б.Л., Дергунов Э.Н. О влиянии теплового поля в приствольной части скважины на данные электорметрии. Экспресс-информация. №9,1978 г., с. 8-13.

4. Афанасьев A.B., Афанасьев C.B., В.В. Тер-Степанов. Обобщенная модель электропроводности терригенной гранулярной породы и результаты ее опробования. Сб. Каротажник, № 12 (177), Тверь, 2008, с. 36-61.

5. Афанасьев B.C., Афанасьев C.B. Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы, г. Тверь: Hill П "ГЕРС", 1993 г., 28 е.: ил.

6. Афанасьев B.C., Афанасьев C.B., Афанасьев A.B. Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин, Патент РФ № 2219337, 2003 г.

7. Афанасьев B.C., Шнурман Г.А, Терентьев В.Ю. Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алеврито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным. В сб.: "Нефтепромысловая геофизика", тр. БашНИПИнефть, вып. 5, Уфа, 1975, с. 88-94.

8. Афанасьев B.C., Афанасьев C.B. Система автоматизированной визуальной интерпретации результатов геофизических исследований скважин Gintel. Описание и руководство пользователя. ООО "Геоинформационные технологии и системы", 2003 г., 910 е.: ил.

9. Афанасьев C.B. Технология комплексной переинтерпретации данных геофизических исследований скважин при создании трехмерной геологической модели длительно разрабатываемой залежи, Ж. Нефтяное хозяйство, №2, 2005 г., с. 12-17.

10. Афанасьев C.B., Афанасьев B.C. Система автоматизированной визуальной интерпретации результатов геофизических исследований скважин Gintel 2008. Описание и руководство пользователя. ООО "Геоинформационные технологии и системы", 2008 г., 910 е.: ил.

11. Афанасьев C.B., Афанасьев B.C. Направления развития технологии интерпретации материалов геофизических исследований скважин, Тезисы доклада на VII Международной конференции "Новые идеи в науках о земле, М.: 2005, с. 285.

12. Афанасьев C.B., Тер-Степанов В.В. Результаты исследования адсорбционных деформаций терригенных пород на примере полимиктовых песчаников мела Западной Сибири. Сб. Каротажник, № 11 (164), Тверь, 2007, с. 64-77.

13. Афанасьев B.C., Терентьев В.Ю., Шнурман Г.А. Определение кол-лекторских свойств и нефтенасыщенности гранулярных коллекторов по данным промысловой геофизики. Методические указания. Грозный, 1978 г., 117 с. с ил.

14. Барминский А.Г. и др. Методические указания по интерпретации к приборам серии Э. СКТБ и ПГ. Грозный, 1979 г., 68 с. с ил.

15. Ботвинник П.В., Даниленко Т.А., Смольянинова К.И. Стратиграфия и корреляция отложений верхней юры и мела Северо-Восточного Кавказа (ЧИАССР. ДагССР, СОАССР, КБАССР) как основа для установления закономерностей размещения нефтяных и газовых месторождений.

16. Боярчук А.Ф. и др. Выделение и оценка сложных карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики в разрезе глубоких скважин. Методическое руководство. СКТБ ПГ., Грозный, 1977 г., 122 с. с ил.

17. Венделынтейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М.: Недра, 1966 г., 232 е.: ил.

18. Венделынтейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978 г., 310 е.: ил.

19. Вилли М. Р. Интерпретация данных промысловой геофизики в случае песчаных коллекторов нефти и газа. Промысловая геофизика., вып. 4. М., Гостоптехиздат, 1962, с. 22-30.

20. Временное методическое руководство по определению подсчетных параметров геофизическими методами для подсчета запасов нефти и газа. Под ред. Проф. Дахнова В.Н. и Венделыдтейна Б.Ю. М., 1978 г., 512 с. с ил.

21. Дахнов В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. М., Недра, 1981.

22. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазовых горных пород. 2-е издание, М., Недра, 1985, 310 с.: ил.

23. Дахкильгов Т.Д. и др. Естественная радиоактивность песчано-алеврито-глинистых пород. Труды БашНИПИ нефть, выпуск 9. (Техника и технология геофизических исследований нефтяных скважин) Уфа, 1979 г., с. 155-163 с. с ил.

24. Дахкильгов Т.Д., Демушкина Н.В. Петрофизическое обоснование методов интерпретации данных геофизических исследований месторождений ЧИАССР // Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. - №12. - С.20-22.

25. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизи-ка. Учеб. Для ВУЗов. М., Недра, 1991, 368 с.:ил.

26. Демушкина Н.В., Шнурман Г.А. Обоснование типа коллектора альб-аптских отложений Чечено-Ингушетии по данным ГИС // Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. - №12. - С.25-25.

27. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л., Акустический метод исследования скважин: М., Недра, 1978.

28. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Справочник. М.: Недра, 1988. 386 е., ил.

29. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учеб. Пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. 375 е., ил.

30. Итенберг С .С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра, 1984. 256 е., ил.

31. Инструкция по применению материалов промыслово-геофизических исследований с использованием результатов изучения керна ииспытаний скважин для определения и обоснования подсчетных параметров залежей нефти и газа. М., 1987, 20 с.

32. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под редакцией Добрынина В.М. М., Недра, 1988, 386 е., ил.

33. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов H.A. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах состояние и направления развития. - Издательство "ГЕРС", г. Тверь, Сб. Каротажник, 1999 г., № 63, с. 10117.

34. Латышова М.Г. практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин. М., Недра, 1966 г., 172 с. с ил.

35. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике. М.: Недра, 1978. -125 е.: ил.

36. Луков В.П., Гусаков Н.Д. Методическое руководство по интерпретации данных акустического каротажа в условиях ЧИАССР. ГПГК, грозный, 1977 г., 14с. сил.

37. Майдебор В.Н., Камышникова А.И. Результаты анализа разработки нефтяной залежи ЧИАССР с трещинно-поровыми коллекторами. Труды СевКавНИПИнефть. Выпуск 21, Грозный, 1975 г., с. 15-20.

38. Меркулов A.B. Коллекторские свойства аптских отложений продуктивных горизонтов площади Карабулак-Ачалуки. Труды СевКавНИПИнефть, выпуск 4 (Геология и нефтегазоносность Восточного Предкавказья). Грозный, 1968 г., с. 30-36.

39. Меркулов A.B. Строение коллектора и связанной с ним нижнемеловой залежи нефти месторождения Карабулак-Ачалуки. Нефтегазовая геология и геофизика. 1965 г., №6, с. 12-16.

40. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин, 1990 г. 262 с.

41. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. -ВНИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", 2003, е.: ил.

42. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 1. Геологическое моделирование), М.: ВНИИОЭНГ, 2003 г., 162 е.: ил.

43. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литоло-гических ловушек нефти газа, Л.; Недра, 1984 г., 260 е.: ил.

44. Пирсон С.Д., Справочник по интерпретации данных каротажа, М.: Недра, 1966 г., 436 е.: ил.

45. Прошляков В.К. Вторичные изменения терригенных пород-коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1974 г., 232 с. с ил.

46. Прошляков Б.К. и др. Некоторые итоги и задачи в области изучения коллекторов нефти и газа на больших глубинах. Труды МИГХ и ГП, выпуск 123 (изучение коллекторов нефти и газа на больших глубинах). М., Недра, 1977 г., с. 3-8.

47. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 15339.0-047-00, Минтопэнерго РФ, М.: 2000, 130 с.

48. Саламатин А.Е. региональная стратиграфическая схема нижнего мела северо-Восточного Кавказа. Известия Северо-Кавказского научного центра высшей школы. Естественные науки. 1972 г., №2, с. 74-79.

49. Смольянинова К.И., Пенько A.A. Соколов Л.А. коллекторские свойства аптских отложений Малгобек-Вознесенского нефтяного месторождения ЧИАССР. Геология нефти и газа, №10, 1975 г.

50. Соколовский Э.В., Сааков С.А. Совершенствование и внедрение методов меченой жидкости при разведке и разработке нефтяных месторождений (отчет). СевКавН.ИПИнефть. 1978 г., 190 с. с ил.

51. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах, РД 15339.0-072-01 Минэнерго России, 2001, отв. Ред. Козяр В.Ф.: М.: Изд. ГЕРС.

52. Ханин A.A. Основы учения о породах-коллекторах нефти и газа, -М.: Недра, 1965. 360 е.: ил.

53. Хасанов М.А., Эзирбаев Т.Б. Петрофизические характеристики терригенных нижнемеловых продуктивных коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области как основа интерпретации данных ГИС. НТВ Каро-тажник, № 8 (185), Тверь, 2009г, с. 3-9.

54. Хилл Х.Дж., Мильберн Дж.Д. Влияние глинистости и минерализации пластовых вод на диффузионно-адсорбционные потенциалы пород-коллекторов. В кн. Вопросы промысловой геофизики. М., Гостоптехиздат, 1957, с. 123-137.

55. Шапиро Д.А. Физико-химические явления в горных породах и их использование в нефтепромысловой геофизике. М., Недра, 1977.

56. Шнурман И.Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. Краснодар: Просвещение-Юг. 2003. 397 с:ил.

57. Шнурман Г.А. и др. Анализ эффективности и разработка рекомендации по усовершенствованию и внедрению перспективных методов выделения и оценки песчано-глинистых коллекторов (отчет), КОВНИИ нефте-промгеофизика. Грозный, 1972 г., 179 с. С ил.

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

59. Эзирбаев Т.Б., Хасанов М.А. История изученности нижнемеловых терригенных коллекторов Терско-Сунженской нефтегазоносной области. История наук о земле. Сборник статей, Выпуск 4, М., ИИЕТ РАН, 2011 г, с. 299306.

60. Afanasyev V.S., Afanasyev S.V. A new petrophysical model of electrical conductivity of the granular terrigenous rock. SPWLA, FIFTEENTH European formation evaluation symposium, May, 5-7 1993, Stavanger, Norway, Trans.

61. Afanasyev V.S., Afanasyev S.V. An Accurate Method for Water Saturation Evaluation Based on Advanced Theory of Electrical conductivity of the Terrigenous Rock. Trans. SPWLA, 37-th Annual Logging Symposium, 1996.

62. Archie G.E. The electrical resistivity log as aid in determining some reservoir characteristics // Trans. AIME.-1942. Vol. 146, p. 54-62.

63. Barlai Z. Some principal questions of the well logging evaluation of hydrocarbon-bearing sandstones whith a high silt and clay content experience acquired by the field application of a new method. "The Log Analist", 1971 vol. XII, No 3, p. 7-31.

64. Clavier C., Coates G., Dumanoir J. Theoretical and experimental bases for the dual-water model for interpretation of shaly sands. Soc. of Petrol. Engineers Journ. 1984. - V. 24. - N. 2 p. 153-168.

65. Log Interpretation Charts, Schlumberger Well Services, Houston 2002.

66. Log Interpretation Principles/Applications, Schlumberger Well Services, 1987.

67. Waxman M.H., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Soc. Pet. Eng. Journal.- June, 1968, p. 107-122.

68. Smits L.J.M. SP Log interpretation in shaly sands. Soc. Pet. Eng. Journal.-June, 1968, p. 123-136.

Информация о работе

Эзирбаев, Тимур Борисович
кандидата технических наук
Грозный, 2012
ВАК 25.00.10

Диссертация

Методика интерпретации данных ГИС в терригенных алеврито-глинистых и трещиноватых породах на примере отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы