Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Определение начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Определение начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации"

Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАЧАЛЬНОЙ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В УСЛОВИЯХ ОГРАНИЧЕННОЙ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ

Специальность: 25.00.10 «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

На правах рукописи УДК 550.832 (075.8)

Полякова Любовь Евгеньевна

МОСКВА 2009 г.

003481922

Работа выполнена на кафедре геофизических информационных систем факультета Геологии и Геофизики нефти и газа Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель: Ипатов Андрей Иванович, доктор

технических наук, профессор

Официальные оппоненты: Шилов Геннадий Яковлевич, доктор

геолого-минералогических наук, Билибин Святослав Игоревич кандидат технических наук

Ведущая организация: ВНИИГеосистем, г. Москва

Защита состоится «03» ноября 2009 г. в ауд. 523 в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский пр-т, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан «ЯЗъ сентября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

При подсчете запасов для определения подсчетных параметров широко используются методы ГИС. Но зачастую геофизики сталкиваются с трудностями по обоснованию этих параметров для достижения основной цели-утверждения запасов в ГКЗ. Основная проблема связана с недоизученностью мелких и средних месторождений по данным петрофизических исследований по керну. Наибольшие трудности возникают при определении по данным электрического каротажа коэффициента нефтегазонасыщенности.

Отсутствие информации о зависимости параметра насыщения от водонасыщенности Р„=/(Ки) и/или относительного сопротивления от объемной влажности Ро^/(сов) по летрофизическим исследованиям, как правило, характерно при открытии новой залежи, при недостаточном отборе керна, при невозможности по отобранному керну получить искомую зависимость (гидрофобизированные коллекторы, низкопоровые коллекторы с вторичной пористостью). Достоверное определение начальной нефтегазонасыщенности в таких случаях, сдерживается отсутствием методических разработок по оценке нефтегазонасыщенности терригенных и карбонатных коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации по керну.

Учитывая, что в последние годы в связи с сокращением бурения новых скважин на большинстве территорий и месторождений отбор и исследование керна не выполняется, задача разработки методики определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации по керну является своевременной и актуальной.

Цель работы - научное обоснование возможности определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений углеводородов в условиях ограниченной петрофизической информации

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-промысловой эффективности применяемых методик определения начальной нефтегазонасыщенности по данным ГИС, керна и опробования в открытых и обсаженных скважинах терригенных и карбонатных коллекторов.

2. Анализ петрофизической информации и региональных баз данных для обоснования доказанных аналогий по применению обобщенных зависимостей.

3. Исследование обобщенных закономерностей взаимосвязи данных ГИС, коэффициента начальной нефтегазонасыщенности и емкости коллекторов терригенных и карбонатных разрезов, с учетом трещиноватости и гидрофобности.

4. Опробование разработанного способа определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации. ;

У

Методы решения поставленных задач

1. Систематизация, обобщение и анализ научно-технической информации и технологических достижений при оценке начальных запасов углеводородного сырья.

2. Систематизация научно-технической информации по региональным базам данных петрофизических зависимостей и параметрам ФЕС коллекторов.

3. Теоретическое и экспериментальное изучение взаимосвязи начальной нефтегазонасыщенности коллекторов с данными методов ГИС, керна, опробования.

4. Опробование разработанной методики при подсчете запасов нефтегазовых месторождений.

Основные защищаемые положения.

1. В условиях ограниченной петрофизической информации по керну определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится на основе обобщенных петрофизических зависимостей, полученных для групп аналогичных залежей, приуроченных к единым геологическим условиям.

2. При недостатке петрофизических исследований определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится по зависимости

построенной по данным ГИС и промысловым

исследованиям.

3. Установлено наличие трещинных коллекторов в карбонатных породах девонского возраста, имеющих общую пористость ниже 0.04, и оценен их нефтенасыщенный объем.

Научная новизна

1. Впервые были установлены обобщенные петрофизические зависимости типа «керн-керн», необходимые для оценки фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности для групп месторождений, расположенных в пределах Саратовской и Ульяновской областей, объединенных на основе - единства стратиграфии, литолого-фациапьных и тектонических условий образования, глубины залегания коллекторов.

2. Разработан способ оценки нефтегазонасыщенности коллекторов на основе получения зависимости типа «ГИС-ГИС» по данным ГИС и промысловым исследованиям при отсутствии и/или недостатка петрофизической информации

3. Впервые в карбонатных породах девонских отложений с общей пористостью меньше 0.04 установлено наличие трещиноватых коллекторов.

Практическая ценность.

В результате исследований разработаны методические рекомендации по обобщению петрофизических зависимостей для месторождений Саратовской и Ульяновской областей, которые были одобрены Экспертно-техническим советом ФГУ ГКЗ и переданы для использования в ОАО «Саратовнефтегаз» и ОАО «Ульяновскнефть».

Предложенные разработки позволили повысить точность определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации.

Разработанные способы определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов были опробованы при подсчете и пересчете запасов углеводородов на следующих месторождениях: Северо-Мастерьельском (каменноугольные отложения серпуховского яруса), Восточно-Рогозинском м (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинции; и на Карпенском (отложения кунгурского яруса), Лузянинском (отложения ардатовского горизонта), Куликовском и Белокаменном (малевский горизонт), Комаровском в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Апробация работы. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов», Казань 2007 г., на П-ой межвузовской молодежной научно-практической конференции «Геоперспектива-2008», Москва 2008 г.

Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий на основе обобщенных петрофизических зависимостей по месторождениям Саратовской и Ульяновской областей рассмотрены и утверждены Экспертно-техническим Советом ФГУ «ГКЗ» (10.06.2009г.) и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в шести печатных работах по теме диссертации.

Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные автором в ОАО «Сибнефть» 2004-2005 гг., и в ООО «НТЦ-РуссНефть» с 2006г.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 158 страницах, включая 104 рисунков, 6 таблиц и список литературы из 72 наименования.

Благодарности. Диссертационная работа выполнена за 2004-2008 гг. в период работы в ОАО «Сибнефть», ООО «НТЦ-Русснефть», а также учебы в заочной аспирантуре Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Основной объем работы выполнен в ООО «НТЦ-Русснефть».

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н. профессору А.И. Ипатову, д.г.-м.н. профессору Г.М. Золоевой, к.г.-м.н. В.Н. Черноглазову, к.т.н. Б.Н. Еникееву, к.т.н. А.Я. Фельдману, к.т.н. Е.А. Федоровой, В.П. Фарбировичу, Е.Р. Волгину, О.П. Петраковой за помощь, поддержку, консультации, ценные советы и замечания при обсуждении результатов исследований и написании диссертации.

Содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, формулируется цель и задачи научных исследований, представлены основные научные результаты и защищаемые положения, изложена научная новизна и отмечена практическая ценность работы, а также приведены объем и структура диссертации.

В первой главе «Анализ методик определения начальной нефтегазонасыщенности по данным ГИС в условиях ограниченной петрофизической информации по керну» приводится анализ методик определения начальной нефтегазонасыщенности по данным ГИС при подсчетах запасов нефтегазовых месторождений, сформулированы задачи исследований по теме диссертации. В разработку методик интерпретации данных каротажа при подсчете запасов большой вклад внесли многие специалисты научно-исследовательских и производственных организаций. Общеизвестны теоретические и практические работы Б.Ю. Вендельштейна, В.Н. Дахнова, В.М. Добрынина, В.Н. Запорожца, С.Г. Комарова, Е.А. Полякова, H.H. Сохранова и др., представляющие разработки НИИ и высших учебных заведений. Основополагающие работы в области петрофизических исследований и моделей коллекторов проведены на кафедре «Геофизические исследования скважин» Б.Ю. Вендельштейном, В.Н. Дахновым,

B.М. Добрыниным, Г.М. Золоевой, Б.Н Еникеевым, Д.А. Кожевниковым, P.A. Резвановым, Т.Ф. Соколовой, М.М. Элланским и др. Среди работ, посвященных определению начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях недостатка керновой информации, следует отметить исследования

C.B. Афанасьева, В.Х. Ахиярова, Я.Н. Басина, Л.Б. Бермана, С.И. Билибина, Р.Б. Булгакова, Е.В. Лигуса, В.Г. Мамяшева, В.И. Петерсилье, Е.Е. Полякова, Г.В. Таужнянского, А.Я. Фельдмана, Ф.З. Хафизова, Г.Х. Шермана, Г.Я. Шилова, Г.Г, Яценко и др.

В настоящее время средние и малые нефтяные и нефтегазовые месторождения в Волго-Урадьской провинции находятся на различных стадиях разработки, часть из них исследованы поисковым и разведочным бурением в 50 - 60 годы без отбора керна. Основным источником данных о начальном распределении углеводородов являются геофизические исследования в не обсаженных скважинах, с недостаточным петрофизическим обоснованием методик определения подсчетных параметров: эффективных нефтенасыщенных толщин, пористости и нефтегазонасыщенности.

При рассмотрении обоснования подсчетных параметров на экспертной

комиссии ФГУ ГКЗ по аналогичным отложениям соседних месторождений, разрабатываемых как одной, так и разными нефтяными компаниями, возникают противоречия, вызванные несовпадением петрофизических зависимостей. В конечном счете, при утверждении запасов в ФГУ ГКЗ понижается достоверность определения подсчетных параметров и начальных и извлекаемых запасов углеводородов.

Основные возражения экспертизы связаны с недостаточным петрофизическим обоснованием методик определения подсчетных параметров, особенно начальной нефтегазонасыщенности. Например, при подсчете запасов для ряда месторождений в Саратовской и Ульяновской областях часто используются стандартные зависимости РП=/(К„) и РП=/(К„), полученные для месторождений аналогов, что приводит к получению завышенных значений коэффициентов нефтегазонасыщенности как в продуктивном разрезе от 0.95 до 1 так и в водоносной части, где К„ достигают величин, равной 0.7. Очевидное завышение этого параметра вызывает справедливые возражения экспертизы.

На мой взгляд, основная проблема здесь состоит в слабой петрофизической изученности мелких и средних месторождений, что связано с отсутствием или низким качеством отбора кернового материала. Ситуация осложняется тем, что на изучаемых месторождениях в связи с ограничением объема бурения, отбор и исследование керна в ближайшие годы не планируется. Поэтому проблемы, связанные с отсутствием необходимой опорной информацией по петрофизическим исследованиям необходимо решать с привлечением материалов по всей группе месторождений региона.

По крупным месторождениям с хорошей изученностью по керну использование обобщенных закономерностей помогает оценить достоверность проведенных исследований керна на месторождении и выявить возможные систематические погрешности. При подсчетах и пересчетах запасов по мелким и средним месторождениям с недостаточной изученностью использование таких закономерностей просто необходимо для обоснования всех подсчетных параметров.

Прототипом для обобщения послужили исследования, выполненные в 80-е годы, в Западной Сибири. Так, в ТТЭ Главтюменьгеологии (В.Х. Ахияров, H.A. Ирбэ, Е.В. Лигус, В.Г. Мамяшев, H.A. Пих, Г.В. Таужнянский, Ф.З. Хафизов и др.) были подготовлены и утверждены на экспертном совете в ГКЗ СССР методические рекомендации по обоснованию подсчетных параметров в меловых отложениях Западной Сибири. Эти методические рекомендации актуальны и сегодня.

К 2005 году использование доказанных аналогий приобрело своих последователей в лице профессора М.М. Элланского по территориям Западной Сибири и ТПП, а в 2007 г исследователем к.г.-м.н. Р.Б. Булгаковым было проведено обобщение петрофизических зависимостей по территории Башкортостана (Утверждены в 2008 г Экспертным советом ФГУ ГКЗ). В этом обобщении использовался факт совпадения зависимостей в пределах заданных погрешностей и выявление областей с близкими зависимостями. Аналогичная

работа была проведена исследователями K.M. Мусиным, Г.Н. Нуртдиновым (ТатНИПИнефгь) по территории Татарстана.

Также необходимо отметить, что зачастую возникают проблемы в определение характера насыщения и коэффициента нефтенасыщенности при оценке подсчетных параметров в гидрофобных и/или низкопоровых трещиноватых коллекторах; диапазон УЭС таких коллекторов лежит в интервале от 5-800 Омм. При анализе всей петрофизической информации по керну по результатам центрифугирования и капилляриметрии было получено, что зависимости «керн-керн» по параметру Р„=_/(Ка) не отражают реальное соотношение УЭС и насыщенности коллекторов. При больших оборотах при центрифугировании и при больших давлениях при капилляриметрии происходит нелинейное занижение УЭС. Это обусловлено несоответствием УЭС по данным керна при моделированной насыщенности (капиллярометрия, центрифугирование) и УЭС по данным ГИС (БК, БКЗ, ИК). Причиной несоответствия является высокая степень гидрофобизации порового пространства продуктивных коллекторов в прискваженном пространстве, тогда как в экспериментах эта гидрофобизация в результате экстракции частично исчезает и перераспределяется за счет растворения остаточной нефти и битумов. Единой принятой и утвержденной методики определения подсчетных параметров межзерново-трещинно-кавернозных коллекторов, а тем более гидрофобных, к настоящему времени нет. Существуют некоторые подходы к выделению и определению свойств компонент такой среды по данным керна, ГИС, опробованию, разработанные С.О. Денк, В.М.Добрыниным, В.И. Ищенко, В.Г. Топорковым и др.

В целях решения описанных проблем в данной работе предложены способы количественной оценки коэффициента нефтегазонасыщенности при недостатке петрофизических исследованиях используя, предложенные обобщенные зависимости параметра насыщения от водонасыщенности P„=f(KB) и параметра относительного сопротивления от влажности P(r=f(o)B) в коллекторах Саратовской и Ульяновской областях (глава 2), путем адаптивного получения зависимости относительного сопротивления от влажности Po~f(o„) по данным ГИС (Глава 3), а также определения емкости трещинных коллекторов для прогноза их нефтенасыщенности (глава 4)

Во второй главе «Обобщение петрофизических зависимостей Саратовской и Ульяновской областей» приводится методика определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений Саратовской и Ульяновской областей в условиях ограниченной петрофизической информации по керну. В качестве аналогий автором предложено использовать обобщенные петрофизические зависимости для групп месторождений, выделенных по критериям - объединенная стратиграфия отложений, расположение месторождений в соответствующей зоне региональной литолого-фациальной схемы, приуроченности к соответствующему тектоническому блоку и для терригенных отложений глубины залегания коллекторов.

Для обоснования доказанных аналогий по месторождениям Саратовской и Ульяновской областям автором была разработана методика создания геоинформационной петрофизической базы знаний зонального уровня и выработана система критериев выбора доказанных аналогий.

При создании геоинформационной базы знаний зонального уровня необходимо выполнение следующих этапов:

1) картографическое литолого-фациальное районирование нефтегазоносной провинции;

2) построение и нормализация петрофизических зависимостей по данным исследований кернового материала для приведения к стандартному виду;

3) обобщение петрофизических зависимостей в пределах выделенных зон с использованием системы критериев.

Этап 1. Группирование петрофизических зависимостей проведено с учетом, главным образом, литолого-фациального фактора Литолого-фациальное районирование предполагает единство осадконакопления, а значит однородность петрофизических зависимостей в пределах стратиграфических временных интервалов. В работах профессора Б.А. Соловьева для отложений среднего и верхнего девона, а также карбона, включающих продуктивные горизонты, составлены схемы распределения на территории литолого-фациальных комплексов и их мощностей. На этих схемах выделены зоны, различающиеся по типам разрезов и характеризующиеся определенными палеогеографическими условиями формирования осадков. Указанные схемы были использованы автором, наложены на карты нефтегазоносное™ Саратовской и Ульяновской областей с нанесенными границами месторождений и тектоническим строением территории.

Этап 2. Стандартизация петрофизических зависимостей Рн, Р,„ Р0 необходима для возможности последующего их обобщения. На практике, при подсчетах и пересчетах запасов, определения данных петрофизических параметров производится по фактическим статистическим осреднениям, без анализа самих величин ш, п, а, Ь. Такой подход вполне допустим при наличии достаточно представительного керна для конкретных отложений конкретного месторождения и ограниченного диапазона изменения искомых параметров К„ и Кв. Для всего диапазона изменения параметров Кп и Кв величины «а» и «Ь» из «классического определения» параметров пористости Р„ = рвп/ ра и параметра насыщения Р„=р11/рв„ (р„-УЭС пласта, рв„- УЭС 100% водонасыщенного пласта, р8 - УЭС пластовой воды) должны быть равны 1, т.к. для гипотетического значения К„=1 роп=р„ и для вполне реального значения К„=1 рп-рвп- Таким образом, стандартизация зависимостей Р,,=ДКП) и РН=/(КЯ) предполагает использование значений коэффициентов а=1, Ь=1 («закрепление» точек воды). Именно к такому варианту и предлагается вернуться при зональных обобщениях зависимостей для параметров пористости и насыщения (в случае несовпадения величины а = 1, проводится обобщение с учетом а#1 ив итоговой таблице приводится два альтернативных уравнения). Очень часто наблюдается несоответствие величины Ь=1 для связи Р„=ДКВ), по сути это

свидетельствует о погрешностях в лабораторных измерениях, как правило, при определении УЭС на керне. Зависимость Ро=1/ы„п также выходит из «закрепленной» гипотетической точки К„ = 0)„ = 1, а величина п (1.5 — 2.5 при средней 2.0) рассчитывается по фактическим данным статистически. Определение нефтенасыщенности производится из следующего уравнения: К.ККп-ш.уК,,; со„ =(Р«/Р„)1/П.

Статистические уравнения зависимостей остаточной водонасыщенности Ков от пористости K0Ii=yiKn) традиционно имеют вид степенных функций (Кш,=аК„"к) с коэффициентами, существенно зависящими от поведения ФЕС в области неколлекторов и лучших коллекторов. Стандартизация зависимостей остаточной водонасыщенности К01) от пористости К0!!=/(КП) в виде степенных функций (K0Ii=aK„"k) практически не имеет смысла из-за отсутствия единой модели осреднения данных по керну - нет априорно известных «закрепленных» теоретических значений К08, К„ (кроме Ков в неколлекторах, равных 0.9-4). Поэтому анализу, сопоставлению и обобщению зависимостей К0В=/(К„) предшествовало изучение связи эффективной пористости К1Пф с открытой пористостью К,„ которая может быть представлена в виде линейного уравнения с коэффициентами «а» и «Ь» - К„,ф = аК„+Ь. Очевидно, что интерполяция линейными уравнениями существенно более точная и стандартизованная. Определение вида зависимости К0В=_ДК|;) производится путем функционального преобразования из следующего уравнения Ков=1-а-Ь/К,„ которое, естественно, стандартизуется.

Стандартизация зависимости «проницаемость-пористость» наиболее устойчива в случае применения следующего уравнения для модели коллектора Кпр=СК„т, где коэффициент «С» изменяется в широком диапазоне и всегда существенно меньше 1, а величина показателя степени «ш» в узком диапазоне от 6 до 10. Именно по параметру «т» возможно сравнение уравнений, поэтому все сопоставлении величин К„ и Кпр строились как в билогарифмическом масштабе, так и в традиционном полулогарифмическом.

Обобщение зависимостей проводилось с учетом относительных погрешностей пористости и нефтенасыщенности, приведенных в работе Ю.П. Анпиловым. Для полностью разведанного статистического месторождения (по 216 месторождениям) по категории Q в таблице 1 приведены заведомо улучшенные результаты.

Таблица 1

Погрешности оценки запасов категории С|__

№ Параметр Наиболее Абсолютная Относительная

вероятное погрешность погрешность, %

значение

1 Площадь, км2 40 ±1.0 2.5

2 Эффективная нефтенас. толщина, м. 30 ±1.0 3.33

3 Пористость 0.18 ±0.01 5.55

4 Нефтенасыщенность 0.85 ±0.3 3.53

5 Пересчетный коэффициент 0.91 ±0.02 2.2

Продолжение таблицы 1

6 Плотность нефти 0.907 ±0.007 0.77

7 КИН 0.3 ±0.02 6.67

8 I 24.5

Из таблицы 1 следует, что суммарная относительная погрешность оценки извлекаемых запасов нефти составляет 24.5%. Суммарная относительная погрешность величины обьемной нефтенасыщеиности (т.е. произведения К„*К„) равна сумме погрешностей параметров К„ и К„ (в соответствии с теорией об ошибках) и равна 5.55+3.53 = 9.08 = 10%.

Этап 3. Обобщение стандартизованных петрофизических зависимостей проводится в пределах выделенных зон с учетом предложенных общих критериев, а также дополнительных, выработанных из опыта территорий. Например, для Ульяновской области месторождения дополнительно группируются, как месторождения Филипповской группы и Южной группы. Для месторождений Саратовской области характерно наличие подзон внутри ряда зон. Были выделены две подзоны, разделяющие группы месторождений, расположенных на правом и левом берегах Волги, как древнего разлома, разделяющего выделенные зоны на два крупных тектонических блока. В ряде случаев применялось более мелкое деление внутри зон на тектонические структуры второго порядка.

Было установлено, что при обобщении петрофизических зависимостей по керну в пределах групп месторождений (Саратовской и Ульяновской областей), выделенных по критериям - общая стратиграфия отложений, расположение месторождений в соответствующей зоне региональной литолого-фациальной схемы, приуроченности к соответствующему тектоническому блоку и для терригенных отложений глубины залегания коллекторов, достигается однозначное описание зависимостями ФЕС коллекторов.

На примере Воробьево - Ардатовских отложений показано обоснование и конкретная реализация фрагмента зонального обобщения в соответствии со схемой, приведенной на рис. 1.

На рис.1 черными линиями на рисунке показаны границы областей развития следующих литолого-фациальных комплексов: I - мелководно-морской и авандельтовый преимущественно терригенный с преобладанием песчаников и алевролитов; III - преимущественно глинисто-карбонатный морской отмели; V - преимущественно песчано-алевритовый клиноформный карбонатный; VII - преимущественно карбонатно-глинистый глубокого шельфа.

Фациально-литологический комплекс воробьево-ардатовских отложений по зоне I представлен преимущественно терригенными породами с преобладанием песчаников и алевролитов мелководно-морского и авандельтового происхождения.

В пределах Ардатовской фациально-литологической зоны I в зависимости от характера петрофизической связи Р„ =/(Кв) месторождения Саратовской области можно разделить на следующие группы:

• Терригенные коллекторы правого берега Волги при глубине залегания более 3000 м Р„ = К„"2'94 (Сплавнухинское, Пограничное месторождения).

• Терригенные коллекторы левого берега Волги (Жигулевский свод) Р„ = Кв"2'09 и Р0=0.32 а)"2-08 и/или (Р0=юИ'71) с глубиной залегания более 3000 м (Ю.-Тепловское месторождение) (Рис.2).

• Терригенные коллекторы левого берега Волги (Степной сложный вал) Р„ = Кв"3 09при глубине залегания около 2000 м. (Пионерское месторождение).

-121________ ____________ - -

• Карбонатные коллекторы правого берега Волги при глубине залегания более 3000 м Р„ = Кв"1-39 (Александровское, Придорожное месторождения).

• Карбонатные коллекторы правого берега Волги при глубине залегания около 2000 м Р„ = Кв"''79 и Ро = со"''9' (Соколовогорское месторождение) (рис. 3).

• Карбонатные коллекторы левого берега Волги при глубине залегания около 2000 м Рн = Кв~2 (Осиновое месторождение).

а) б)

[ • Ю-Тепловское]

Рис. 2. Обобщенные зависимости а) параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв и б) относительного параметра Ро от объемной влажности со для ардатовских отложений I зоны (левый берег Волги, терригенные отложения, глубина залегания более 3000 м) а) б)

Рис. 3. Обобщенные зависимости а) параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв и б) относительного параметра Ро от объемной влажности ш для ардатовских отложений I зоны (правый берег Волги, карбонатные отложения, глубина залегания около 2000 м)

Была составлена библиотека обобщенных петрофизических зависимостей РП=ДКП), Р„=/[КВ), Р0=Дсов), КВ0=_ДК„) и К„Р=/(К1|), описывающие месторождения Саратовской и Ульяновской областей, пример фрагмента библиотеки приводится в таблице 2

Таблица 2

Фрагмент Библиотеки обобщенных петрофизических зависимостей

по Саратовской области

№ Отложения Зона Подзона Зависимости Литология Примечание

Для всех месторождений, кроме находящихся на юге в блоке Карамышевской депрессии

ССЦз^У'' н я Блок Карамышевской депрессии (по

1 Верейско-мелекеескне о меггорождошям Уринкое, Дмитриевскос)

ю а Посгроено по месторождениям

Кпр = 6286.5 К,,717 Д я а Колотовское, Дмитриевское,

К„,фф=1.46К„-0.17 Генеральское, Иловлинское. Урипкое. 3-Рыбушанское. фурмановское

Ков = -0.46+0.17/Кп

: Р„=К„-1И н я

Рн*=к,-'и Построено но

V 01/ : Х\пр***«7<7»0|\|1 ; • 1 о Соколовогорское. Генеральское

К^-ШвК,,-0.0177 . а

Ков = -0.02SH-0.0177/Kn я а

Р„=к„-1М А Построено но Западно-Рыбушанскому, Дмитриевскому. Лимапо-Грачевскому месторождениям (доломитизиропанные известняки)

Ь «

Всрхне-впзейские- Р0=а>"2 О О & я

7 К„.=0.01Й4К,1И

нижне- • башкирские К^М-ПК"-0.042 и

■ ' в»-'--

III Р«=к»17'

Р«-ш""т С 'Си Д;/

К^О.ОШК/" Построено по Западно-Рыбушанскому месторождению

Ш.Ш-г'Л Кп^МбК»-0.092 /Ч V :: ;"в;.С V

шшшшш "" .' 'Р-УД

К„,=119439Кпт"!

Таким образом, достигается определение начальной нефтегазонасыщенности для средних и мелких месторождений при отсутствии или недостатке керновых определений с погрешностью не выше 10%.

В третьей главе «Обоснование и выбор основных петрофизических зависимостей в условиях ограниченной петрофизической информации» приводится разработанный способ определения начальной нефтегазонасыщенности на основе адаптивного получения зависимости удельного электрического сопротивления от объемной влажности по данным комплекса ГИС исследуемых скважин, включающего электрические методы и методы определения емкости коллекторов. А также приводятся результаты исследования, посвященные обоснованию и выбору петрофизических связей «керн-керн» и «ГИС-ГИС» РП=ДКП) и Ро=-/(мв), необходимые при оценке нефтегазонасыщенности по данным методов сопротивления в условиях отсутствия или недостатка петрофизической информации по керну.

Недостаток информации о начальной нефтегазонасыщенности коллекторов на исследуемых месторождениях возникает, как правило, в двух наиболее распространенных случаях:

• месторождение находится на стадии поиска и/или начала разведки;

• месторождение по сути недоразведано и/или данные ГИС, керна, опробования получены очень давно и по разным причинам малоинформативны (в том числе при наличии гидрофобности и/или трещиноватости).

Определение емкостных параметров как терригенных, так и карбонатных коллекторов, как правило, особых затруднений не вызывает - используются стандартные методики, применяемые в данном регионе, или универсачьные. Так, например, в карбонатном разрезе физические характеристики известняков, доломитов и песчаников известны и достаточно устойчивы, например, интервальное время, плотность твердой фазы и т.п. Алгоритмы определения емкости коллекторов основаны на решении системы линейных уравнений для трех методов каротажа - НГК, АК, ГГКп. В терригенном разрезе, например, на месторождениях Западной Сибири в региональном плане ситуация еще более простая - пористость определяется из корреляционной связи СП с пористостью по данным керна (Б.Ю. Вендельштейн) и/или по универсальным методикам В.Х. Ахиярова, Д. А. Кожевникова и др.

Определение нефтегазонасыщенности в открытом стволе, как правило, проводятся по данным комплекса методов электрического сопротивления и пористости с использованием характерных для исследуемых отложений зависимостей по данным только керна (связи типа «керн-керн»), или связей типа «ГИС-керн». В данной главе рассматривается авторская адаптивная методика определения нефтенасыщенности коллекторов при отсутствии петрофизических связей типа «ГИС-керн», однако предполагается наличие информации по опробованию пластов или хотя бы наличие априорной информации о заведомо водонасыщенных пластах. Такие определения остро необходимы, прежде всего, при выдаче оперативных заключений в поисковых

скважинах, когда необходимо оценить характер насыщения и выделить межфлюидные контакты, а также в условиях полного отсутствия керна при оперативных подсчетах запасов или невозможности его использовать из-за неадекватности лабораторных измерений (гидрофобные коллекторы).

В последние годы достаточно эффективно используется петрофизическая зависимость относительного сопротивления Ро от объемной влажности ша, объединяющий параметры Р„ и Р„. Данную зависимость можно получить пересчетом через уже имеющиеся связи Р,г^(Кп) и Ро=У(сов)> н0 ПРИ этом возрастает погрешность оценки нефтенасыщенности, чем при непосредственном определении объемной влажности и сопротивления на керне. Зависимость Р0=1/а>вп также выходит из «закрепленной» гипотетической точки «воды» К„ = со„ = 1, а величина «п», рассчитывается по фактическим данным статистически. Определение нефтенасыщенности производится из следующего уравнения: Кп=(Кп-сов)/Кп; сов=(рв/рп)1/п. Отсутствие керна (или невозможность использовать эти исследования) сразу приводит к неопределенности решений об оценке характера насыщения коллекторов и об их нефтегазонасыщенности.

Автором разработан и успешно используется, как при оперативной интерпретации, так и при подсчетах запасов при недостатке керновых определений способ адаптивного получения зависимости удельного электрического сопротивления от объемной влажности. Предлагаемая методика основана на следующем допущении - продолжением зависимости УЭС от пористости является зависимость УЭС - р„ от объемной влажности - сов (единая закономерность). В этом случае выявление коэффициентов этой линейной (в логарифмических координатах - lg К„ и lg р„) закономерности - известных «а» и «п» в заведомо водонасыщенной части разреза (ниже ВНК, ГВК), позволяет получить зависимость р„/рв=а/(сов)п справедливую для продуктивной части разреза. Проверка указанной закономерности производится по совпадению УЭС пластовой воды - рв, определенной по результатам опробования с УЭС воды, определенной как результат интерполяции зависимости р„ / рв = а/(ав)п в область шв = К„ = 1 (вода). Таким образом, для реализации предлагаемого способа должны, выполняться, одно первое или два условия (ограничения):

• необходимое «/и = я»;

• достаточное «а=1» (достигается максимальная достоверность).

Прототипом разработанной методики послужили подходы,

реализованные для выделения нефтегазонасыщенных коллекторов на основе распределения водоносных и продуктивных коллекторов на зависимости параметра пористости Р„ от пористости Кп и/или УЭС от К„, предложенные B.C. Нейманом, Б.Ю. Венделынтейном, В.Г. Фоменко.

Разработанный способ аппроксимации зависимостей l'„=f(K,J в виде уравнения Pn-p,/pe-l/(KJ" и Pt,=l/(oJ" при невыполнения условия а=1 приводит к систематической погрешности в оценке нефтенасыщенности:

1) в случае песчано-глинистого коллектора с двойной водой, величина погрешности не превышает ±0.05 и ±0.03 соответственно в области малых

(К„>0.15) и высоких (К„<0.25) значениях пористости, и находится внутри коридора случайных входных погрешностей;

2) в случае карбонатного коллектора, величина погрешности в области малых значениях пористости (К„>0.06) не превышает значений ±0.02 (в реальных условиях) и ±0.07 (в моделированных условиях), в области высоких значениях - Кп<0.25 величина погрешности не превышает ±0.02 и находится внутри коридора случайных входных погрешностей.

В работе приведены примеры подтверждения по керну и практического применения разработанной методики в разных отложениях по следующим месторождениям: Карпенскому в Волго-Уральской провинции (отложения кунгурского яруса), Северо-Мастерьельскому (каменноугольные отложения серпуховского яруса), Восточно-Рогозинскому в ТПП (силурийские отложения).

В четвертой главе «Способ определения емкости в низкопоровых карбонатных трещиноватых коллекторах» приводится способ определения емкости трещин в низкопоровых карбонатных трещиноватых коллекторах, для последующего обоснования нсфтенасыщенного объема.

Карбонатные породы и карбонатные коллекторы нефти и газа широко представлены в Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции, Оренбургско-Актюбинском Приуралье, Прикаспийской впадине, в районах Ставропольского края и Дагестана, на Северо-Западном Кавказе и в Припятской впадине, на Сибирской платформе и в других регионах нашей страны. Обширные исследования карбонатных пород проводились в Волго-Уральской области в последние годы. Здесь были выделены горизонты карбонатных коллекторов в разрезах девона, карбона и перми.

При анализе низкопоровых трещиноватых разрезов по данным керна и ГИС возникают проблемы в определении подсчетных параметров залежей, в частности определения трещинной емкости для оценки нефтенасыщенного объема.

Автором была поставлена задача исследования закономерности остаточной водонасыщенности от пористости в области малых пористостей, т.е. при К„ < 0.04.

Был проведен анализ низкопоровых трещиноватых коллекторов девонских отложений Мядсейского месторождения (ТПП).

Объектом изучения Мядсейской площади являются карбонатные отложения нижнего девона (объект ДО, представляющей собой серию мощных, относительно чистых карбонатных пластов (А, Б, В, Г, Д), разделенных глинисто-карбонатными отложениями (в керне наблюдаются известняки, вторичные доломиты, мергели, иногда с алевритовой примесью). При проведении методических исследований в качестве опорной информации использовались данные по скважине 47, в которой выполнен расширенный комплекс ГИС. Кроме того, в отложениях пласта Д| в большом количестве отобран и проанализирован керн. Именно к этим отложениям в пределах Мядсейской площади приурочены залежи нефти. Поэтому основные

построения, связанные с комплексным анализом всех скважинных исследований, выполнялись на материалах именно этой скважины.

При определении пористости, нефтегазонасыщенности и эффективных толщин предполагаемых коллекторов по данным комплекса ГИС очень важное значение играет априорное знание об однородности или неоднородности коллектора. По литологическим описаниям керна карбонатные коллекторы в силурийско-девонских отложениях месторождений ТПП (Мядсейское, Вал Гамбурцева, Восточно-Рогозинское, Возейское и др.) представлены преимущественно доломитизированными известняками или доломитами в диапазоне пористости 0.01 - 0.12, сильно трещиноватые с различной плотностью трещин, слабо кавернозные. Карбонатный коллектор в масштабе ГИС квазиоднороден, в масштабе керна — неоднороден (толщина трещин и прослоев составляет от долей миллиметров до единиц сантиметров). Наличие трещиноватости оказывает существенное влияние на интегральное водородосодержание, плотность, скорость продольных, поперечных волн и волн Лэмба-Стоунли, УЭС, а на данные ВАК и ЭК - их пространственная ориентация.

Проблеме изучения и определения параметров карбонатных коллекторов посвящено большое количество работ, в числе наиболее известных авторов такие, как А.В. Городнов, С.О. Денк, В.М. Добрынин, В.И. Ищенко,

B.И. Петерсилье, В.П. Цирульников, В.Н. Черноглазов, Г.Х. Шерман, Г.Г. Яценко и др.

Выделение трещиноватых интервалов было проведено по результатам обработки и интерпретации МАК, выполненные СК «ПетроАльянс» в скв.47 Мядсейского месторождения специалистами этой компании, под руководством

C.B. Добрынина: по затуханию S-волн на первых трех фазах этого пакета и по превышению интервального времени волны Лэмба-Стоунли над модельными значениями, рассчитанными с привлечением данных гамма-плотностного каротажа; а также по методике ВНИИГеосистем (Ищенко В.И.) по кинематическим параметрам волновых пакетов - волны Лэмба-Стоунли и поперечной волны.

Подтверждение о наличии возможных коллекторов из выделенных по ВАК «трещиноватых» интервалов разреза с общей пористостью меньше 0.04 следует из результатов опробования в открытом стволе и получения притоков нефти в интервалах 3820-3908м 4 м3/сут и 3912-3963м 36 м'/сут по скважине 47 Мядсейского месторождения.

По результатам анализа описания керна и шлифов была проведена классификация образцов по следующим категориям:

• Однородные известняки и доломиты и их разности,

• Известняки и доломиты и их разности хаотично трещиноватые,

• Известняки и доломиты и их разности с субгоризонталыюй трещиноватостью,

• Известняки и доломиты и их разности с субвертикальной трещиноватостью,

• Слаботрещиноватые известняки и доломиты и их разности,

• Аргиллиты, карбонатизированные глины, мергели,

• Тонкое переслаивание прослоев глин, аргиллитов и известняков Основной закономерностью, реагирующей на неоднородность

коллекторов, является взаимосвязь фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Распределение остаточной водонасыщенности Кв, определенной по данным центрифугирования и капиллярометрии керна, от пористости К„ и типа неоднородности коллекторов приведено на рис. 4.

о оо -

.........о

о ф

о

о

ООднородн. ОСлаботрещ хаот.

• Трет. 8ерт * Гор. ОТрещ Верт.

• Трещ Гер

• Однор.Капил

• Неодн.Капил.

О

■о

0.06 КпАтм

Рис. 4. Зависимость остаточной водонасыщенности Кж) от пористости К„ по керну скв.47 Мядсейской площади

Из анализа приведенного сопоставления следует, что наиболее вероятной границей между трещиноватыми коллекторами с непроницаемой матрицей и межзерново-трещиноватыми можно считать значение K,vp = 0.02-0.04.

Рассмотрим модель трещиноватых коллекторов с непроницаемой матрицей в диапазоне пористости К„ = 0.005 - 0.03.

Важно отметить, что сама полость трещин характеризуется полным насыщением одним из флюидом: водой в водоносной части пласта и нефтью или газом в газонефтенасыщенной продуктивной части залежи.

Для этих коллекторов справедливы следующие уравнения баланса:

К„.— Кптр + Кпм;

С0во = СОвтр + Швм>

где К„0, сов0 - общая пористость и объемная влажность коллекторов; Кпм, совм и Кптр, совтр соответственно пористость и объемная влажность матрицы и трещин.

В указанном диапазоне пористости, очевидно, что объемная влажность

„=0

матрицы равна пористости матрицы (швм=Кпм) и влажность трещин ювтр (из допущения, что трещины 100% нефтснасыщсны). Тогда интегральная пористость трещин рассчитывается из следующего соотношения:

Кптр - С0во

На всех трещиноватых образцах была проведена оценка пористости (емкости) трещин, результаты представлены на рис. 4.

Кп-тр_ср=0.0043

-я—

0.000

Рис. 4. Определение среднего арифметического значения К1Гф.

Из полученного сопоставления Кпгр от Кпо следует, что трещинная пористость (емкость) изменяется в небольшом диапазоне от 0.003 до 0.006 и практически не зависит от оби(ей пористости, поэтому можно допустить использование среднего значения трещинной пористости равной 0.0043 (К т^0.0043).

Заключение

В результате теоретических расчетов, опытно-методических исследований разработаны способы определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности в условиях отсутствия или недостатка петрофизической информации, которые включают в себя следующие части:

1. При обобщении петрофизических зависимостей по керну в пределах групп месторождений (Саратовской и Ульяновской областей), выделенных по критериям - объединенная стратиграфия отложений, расположение месторождений в соответствующей зоне региональной литолого-фациальной схемы, приуроченности к соответствующему тектоническому блоку и для терригенных отложений - глубины

залегания, достигается достоверное определение нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС с погрешностью не более 10%.

2. Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий подготовленные на основе обобщенных петрофизических зависимостей по месторождениям Саратовской и Ульяновской областей апробированы Экспертно-техническим Советом ФГУ «ГКЗ» и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

3. Предложен способ определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности на основе адаптивного выбора петрофизической зависимости по данным комплекса ГИС (Электрометрии и методов пористости) и результатам опробования, основанный на представлении о единой закономерности Р„=/ (К„) и Р0=/(сов), который апробирован при подсчете запасов следующих месторождений: Северо-Мастерьельского (каменноугольные отложения серпуховского яруса), Восточно-Рогозинского (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинции; и Карпенского (отложения кунгурского яруса), Лузянинского (отложения ардатовского горизонта), Куликовского и Белокаменного (малевский горизонт), Комаровского в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

4. По данным исследования керна карбонатных трещинных и межзерново-трещинных коллекторов было установлено наличие коллекторов в девонских отложениях с пористостью < 0.04, а также была оценена трещинная емкость.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Оценка нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях недостатка информации. // Геофизический вестник. (Соавторы А.Я. Фельдман, Е.А. Федорова) -2006. №12. - С. 5-7.

2. Методика определения подсчетных параметров в трещиноватых карбонатных силурийско-девонских отложениях месторождений Тимано-Печорской провинции. II Каротажник. (Соавторы А.Я. Фельдман) - 2007. №8 (161).-С. 44-55.

3. Анализ данных ГИС в скважинах со стеклопластиковой колонной с целью уточнения геолого-технологической модели Каширо-Подольских отложений Вятской площади Арланского месторождения. // Международная научно-практическая конференция «Повышение нефтеотдачи пластов» (соавторы Т.Б Ершов, Р.Д. Каневская, A.M. Зарипов) - Казань, 2007. - С. 494-498

4. Методика определения нефтенасыщенности гидрофобных коллекторов с вторичной пористостью. // Н-ая межвузовская молодежная научно-практическая конференция «Геоперспектива - 2008». Тезисы докладов. -Москва, 2008.-С. 73-75.

5. Петрофизическая геоинформационная основа определения параметров модели гидрофобных коллекторов на примере Северо-Мастерьельского месторождения. // Геоинформатика. - 2009. №3- - С. 62-67.

6. Разработка геоинформационной петрофизической базы знаний для повышения достоверности подсчета запасов углеводородов недоизученных месторождений. // Геоинформатика. - 2009. №1,-

С. 57-63.

Соискатель

Полякова Л.Е.

Отпечатано на ризографе В ОНТИ ГЕОХИ РАН Тираж 120 экз.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Полякова, Любовь Евгеньевна

Список таблиц в тексте.

Список рисунков в тексте.

Введение.

Глава 1. Анализ методик определения начальной нефтегазонасыщенности по данным ГИС в условиях ограниченной петрофизической информации по керну.

1.1. Анализ методик доказанных аналогий при определении нефтенасыщенности.

1.2. Анализ теоретических и экспериментальных предпосылок адаптивного определения нефтенасыщенности.

1.3. Анализ фильтрационно-емкостных свойств низкопористых межзерновых трещиноватых коллекторов.

Глава 2. Обобщение петрофизических зависимостей Саратовской и

Ульяновской областей.

2.1. Литолого-фациальное стратиграфическое районирование территории.

2.2. Построение и нормализация петрофизических зависимостей для приведения к стандартному виду.

2.3. Обобщение петрофизических зависимостей в пределах выделенных зон.

Глава 3. Обоснование и выбор основных петрофизических зависимостей в условиях ограниченной петрофизической информации.

3.1. Применяемые алгоритмы определения нефтенасыщенности.

3.2. Алгоритм адаптивного способа определения нефтегазонасыщенности.

3.3. Выполнение необходимых и достаточных условий (ограничений) адаптивной методики.

3.4. Анализ погрешностей при оценке нефтенасыщенности по адаптивной методике.

3.5. Практическое применение разработанной методики.

3.5.1. Краткая геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов кунгурского яруса Карпенского месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

3.5.2. Определение коэффициентов начальной нефтенасыщенности в условиях недостатка керновой информации.

3.6. Определение начальной нефтегазонасыщенности гидрофобных коллекторов.

Глава 4. Способ определения емкости в низконоровых карбонатных трещиноватых коллекторах.

4.1. Анализ сопоставлений типа «ГИС-ГИС».

4.2. Анализ сопоставлений типа «керн-керн».

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Определение начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации"

Введение Актуальность проблемы.

При подсчете запасов; для определения подсчетных параметров широко используются методы ГИС. Но зачастую геофизики сталкиваются с трудностями по обоснованию этих параметров для достижения основной цели-утверждения1 запасов в ГКЗ. Основная проблема связана с недоизученностью мелких и средних месторождений по данным петрофизических исследований по керну и глубинным-пробам нефти.

Наибольшие трудности возникают при определении по» данным электрического каротажа коэффициента нефтегазонасыщенности.

Отсутствие информации о зависимости параметра насыщения от водонасыщенности Р„ =f (Кв) по петрофизическим исследованиям, как правило, характерно при открытии новой залежи, при недостаточном отборе керна, при невозможности по отобранному керну получить искомую зависимость (гидрофобизированные коллекторы, низкопоровые коллекторы со вторичной пористостью). Достоверное определение начальной нефтегазонасыщенности в таких случаях, сдерживается отсутствием методических разработок по оценке нефтегазонасыщенности терригенных и карбонатных коллекторов в .условиях ограниченной петрофизической информации по керну.

Учитывая, что в последние годы в связи с сокращением бурения новых скважин на большинстве территорий и- месторождений отбор и исследование керна не выполняется, задача разработки методики определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации по керну является своевременной и актуальной.

Цель работы - научное обоснование возможности определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов месторождений углеводородов в условиях ограниченной петрофизической информации.

Основные задачи исследований

1. Анализ геолого-промысловой эффективности- применяемых методик: определения; начальной; нефтегазонасыщенности по данным ГИС, керна и опробования, в открытых и обсаженных: скважинах терригенных и карбонатных коллекторов;

2. Анализ; петрофизической информации; и- региональных баз; данных для обоснования доказанных аналогий.: по применению* обобщенных зависимостей;

3:. Исследование обобщенных закономерностей' взаимосвязи? данных ГИС, коэффициента начальной , нефтегазонасыщенности? и емкости ;; коллекторов;: терригенных и карбонатных разрезов;, с учетом трещиноватости и гидрофобности.

4. Опробование разработанного способа определения начальной нефтегазонасыщенности в условиях ограниченной петрофизической информации.

Методы решения поставленных задач

1. Систематизация,, обобщение и анализ; научно-технической; информации-; и технологических, достижений при оценке начальных запасов; углеводородного сырья.

2. Систематизация научно-технической информации по региональным- базам данныхшетрофизических зависимостеюи-параметрам ФЕС коллекторов:

3: Теоретическое и. экспериментальное изучение взаимосвязи начальной нефтегазонасыщенности коллекторов- с данными методов ГИС, керна, опробования.

4. Опробование разработанной методики при подсчете запасов нефтегазовых месторождений]

Основные защищаемые положения:

1. В условиях ограниченной петрофизической:; информации по керну определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится на основе обобщенных петрофизических зависимостей,, полученных для групп аналогичных залежей, приуроченных к единым геологическим условиям.

2. При недостатке петрофизических исследований определение нефтегазонасыщенности коллекторов производится по зависимости Ро=Р>/Ре=1/(построенной по данным ГИС и промысловым исследованиям.

3. Установлено наличие трещинных коллекторов в карбонатных породах девонского возраста, имеющих общую пористость ниже 0.04, и оценен их нефтенасыщенный объем.

Научная новизна

1. Впервые были установлены обобщенные петрофизические зависимости типа «керн-керн», необходимые для, оценки фильтрационно-емкостных свойств и нефтегазонасыщенности для групп месторождений, расположенных в пределах Саратовской и- Ульяновской областей, объединенных на основе - единства стратиграфии, литолого-фациальных и тектонических условий образования, глубины залегания коллекторов.

2. Разработан способ' оценки' нефтегазонасыщенности коллекторов на основе получения зависимости типа «ГИС-ГИС» по данным ГИС и промысловым исследованиям при отсутствии и/или недостатка петрофизической информации

3. Впервые в карбонатных породах девонских отложений с общей пористостью меньше 0.04 установлено наличие трещиноватых коллекторов.

Практическая ценность.

В результате исследований разработаны методические рекомендации по обобщению петрофизических зависимостей для месторождений Саратовской и Ульяновской областей, которые были одобрены Экспертно-техническим советом ФГУ ГКЗ и переданы для использования в ОАО «Саратовнефтегаз» и ОАО «Ульяновскнефть».

Предложенные разработки позволили повысить точность определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях ограниченной петрофизической информации.

Разработанные способы определения начальной нефтегазонасыщенности коллекторов были опробованы при подсчете и пересчете запасов углеводородов на следующих месторождениях: Северо-Мастерьельском (каменноугольные отложения серпуховского яруса), Восточно-Рогозинском (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинции; и на Карпенском (отложения кунгурского яруса), Лузянинском (отложения ардатовского горизонта), Куликовском и Белокаменном (малевский горизонт), Комаровском в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Апробация работы. Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции^ «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов», Казань 2007 г., на П-ой межвузовской молодежной1 научно-практической конференции «Геоперспектива-2008», Москва 2008 г.

Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий на основе обобщенных петрофизических зависимостей по месторождениям Саратовской и Ульяновской областей, рассмотрены и утверждены Экспертно-техническим Советом ФГУ «FK3» (10.06.2009г.) и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в шести печатных работах по/геме диссертации.

Личный вклад. В? основу диссертации положены исследования и работы, выполненные автором в ОАО «Сибнефть» 2004-2006 г.г., и в ООО «Научно-Техническом Центре РуссНефть» с 2006 г.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 158 страницах, включая 104 рисунков, 6 таблиц и список литературы из 72 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Полякова, Любовь Евгеньевна

Результаты исследования, приведенные в данной главе, посвящены обоснованию и выбору петрофизической связи «керн-керн» и «ГИС-ГИС» РП=/(КП) и Р„=^/(КВ), необходимых при оценке коэффициента нефтегазонасыщенности К„г по данным методов сопротивления в условиях ограниченной петрофизической информации.

Недостаток информации о начальной нефтегазонасыщенности коллекторов на исследуемых месторождениях возникает, как правило, в следующих наиболее распространенных случаях:

• месторождение находится на стадии поиска и/или начала разведки;

• месторождение по сути недоразведано и/или данные ГИС, керна, опробования получены очень давно и по разным причинам малоинформативны (в том числе при наличии гидрофобности и/или трещиноватости).

Определение емкостных параметров как терригенных, так и карбонатных коллекторов, как правило, особых затруднений не вызывает -используются стандартные методики, применяемые в данном регионе, или универсальные. Так, например, в карбонатном разрезе физические характеристики известняков и доломитов известны и достаточно устойчивы, например, интервальное время, плотность твердой фазы и т.п. Алгоритмы определения емкости коллекторов основаны на решении системы линейных уравнений для трех методов каротажа - НТК, АК, ГГКП. В терригенном разрезе, например, на месторождениях Западной Сибири в региональном плане ситуация еще более простая - пористость определяется из корреляционной связи СП с пористостью [37, 38] и/или по универсальным методикам В.Х. Ахиярова, Д.А. Кожевникова и др.

Определение нефтегазонасыщенности в открытом стволе, как правило, проводится по данным комплекса методов электрического сопротивления и пористости: с использованием характерных для исследуемых отложений зависимостей по данным только керна (связи типа керн-керн), или, связей типа «РИС-керн». В данной главе рассматривается авторская, адаптивная методика определения; нефтенасыщенности коллекторов; при отсутствии петрофизических связей типа «ГИС-керн», однако^ предполагается? наличие информации по опробованию пластов или хотя бы наличие: априорной информации о заведомо водонасыщенных пластах. Такие определения' остро необходимы, прежде всего, при выдаче оперативных заключений в поисковых скважинах, когда необходимо оценить характер насыщения и выделить межфлюидные контакты, а также в условиях полного отсутствия керна при оперативных подсчетах запасов- или, невозможности его использовать из-за неадекватности лабораторных измерений (гидрофобные коллекторы).

3il". Применяемые алгоритмы определения нефтенасыщенности

В практике определения нефтенасыщенности для прогнозирования УЭО водонасьпценного пласта: обычно используют следующие эмпирические математические модели неглинистых коллекторов в виде одномерных; (Арчи* - Дахнова) и многомерных связей; (М.М. Элланский, Б.Н. Еникеев) для глинистых коллекторов [15^69]:

1) модель параметра» пористости. Рп=аКп"ш (1), вместо которой» часто используют следующие линейные уравнения: .

Рп=а+Ь*Кп (2), In РГ1=1п А -ш *1пК„ (3);

2)модель - параметра насыщения Рн=вКв"п (4), вместо которой используют уравнения:

Рн=а+Ь*Кв (5), In Р„=1п В - п*1пКв (6);

3)модель сопротивления пласта рп = (G* рв)/(Кпш*Квп) (7), вместо которой используют следующие модели:

Рп = (С* рв)/(Кп*Кв)к (8),

In Рп = С In рв -m*lnKn-п*1пКв (9), In рп = С In рв - k*In (К„ * К„) (10);

Где рв-сопротивление пластовой воды; р„-сопротивление пласта; Кп— коэффициент пористости; ^-коэффициент водонасыщенности; т— коэффициент цементации; «-коэффициент, характеризующий смачиваемость. Все: коэффициенты определяются из петрофизических зависимостей типа «керн-керн», «ГИС-керн» по. результатам лабораторных исследований.

Впервые модель зависимости относительного сопротивления Р0 от объемной влажности юв, объединяющая параметры Рп и Рн, была предложена Ф.И. Котяховым и В.Н. Дахновым [12,30].

В последние годы достаточно1 эффективно используется петрофизическая зависимость относительного сопротивления Р0 от объемной^ влажности сов, объединяющий параметры Рп и Рн. Данную зависимость можно получить пересчетом через уже имеющиеся связи РП=^(К„) и Р0=У(сов), но. при этом возрастает погрешность оценки нефтенасыщенности,, чем при непосредственном определении объемной влажности и сопротивления- на керне. Зависимость Р0 = 1/со," также? выходит из «закрепленной» гипотетической точки «воды» Кп = юв = 1, а величина «п», рассчитывается по фактическим данным статистически. Определение нефтенасыщенности

1 /п производится; из следующего уравнения: K,f=(Kn-coB)/Kn; cou=(pB/p„) . Отсутствие керна (или невозможность использовать эти исследования) сразу приводит к неопределенности решений- об оценке характера насыщения коллекторов и нефтегазонасыщенности.

3.2. Алгоритм адаптивного способа определения? нефтегазонасыщенности

Предлагаемый автором способ основан на следующем допущении — продолжением зависимости УЭС от пористости; является зависимость УЭС -рп от объемной влажности - сов (единая закономерность), т.е т=п . Такое предположение впервые было высказано В.Н. Дахновым в работе [15] -результаты приведены на рис.3.1.

В этом случае выявление коэффициентов этой линейной (в логарифмических координатах - lg Кп и lg рп) закономерности - известных «а» и «п» в заведомо водонасыщенной части разреза (ниже ВНК, ГВК), позволяет получить зависимость р,/рв=а/((й^п справедливую для продуктивной части разреза. В случае, если а=1, требования к количеству опорных пластов снижается (достаточно выделить априорно водоносные интервалы) и проверка указанной закономерности производится по совпадению УЭС пластовой воды - рв, определенной по результатам опробования с УЭС воды, определенной как результат аппроксимации зависимости р,/рв= l/fcoj" в область сов = Кп = 1 (вода). Таким образом, для реализации предлагаемой методики должны, выполняться, одно первое или два условия (ограничения):

• необходимое «т=п»;

• достаточное «а=1» (достигается максимальная достоверность).

- Прототипом разработанной методики послужили подходы, реализованные для выделения нефтегазонасыщенных коллекторов на основе распределения водоносных и продуктивных коллекторов на зависимости параметра пористости Рп от пористости Кп и/или УЭС от К,„ предложенные Л.Б. Берманом, Б.Ю. Венделыптейном, B.C. Нейманом [8,11,12,25].

Рис. 3.1. Зависимость параметра Рп=рВгУрв от коэффициента пористости Кц и объемной влажности для различных типов песчано-глинистых пород и районов. I - слабо сцементированные песчаники миоценовых отложений Гольф-Коста; II - слабо- и среднесцементированные песчаники девонских отложений Западного Приуралья; III - слабо- и среднесцементированные песчаники и алевролиты палеогеновых отложений Северного Кавказа; IV -эоценовый песчаник Вилькокс (США); V - олигоценовый сцементированный песчаник Гольф-Коста; VI - мелко- и среднезернистые песчаники различной цементации додевонских (предположительно, силурийских) отложений Западного Приуралья; VII - сцементированный песчаник отложений района Луизианы; VIII - сцементированный песчаник отложений провинции Иллинойс.

3.3. Выполнение необходимых и достаточных условий (ограничений) адаптивной методики

В работе [22] на примере сеноманских отложений — крупнейших газовых месторождений Западной Сибири (Уренгойское ГКМ, Ямбургское ГКМ и др.) показано, что наиболее достоверные определения начальной газонасыщенности песчаников, глинистых песчаников и алевролитов в диапазоне пористости 0.18 — 0.4 достигаются из зависимости р,/рв—а//(coj" при условии а=1 и Кп=сов=1 (гипотетическая точка «воды»). По тщательно привязанному керну, при изменении минерализаций от 18 до 6 г/л в пределах продуктивной сеноманской толщи в результате уникальных исследований керна из скв, 41 Ямбургского ГКМ и скв 110 Уренгойского ГКМ, пробуренных на РНО, авторами работы были обоснованы значения объемной dD Суперкоплвспзр |-1 Улучшенный коллектор гитп Хэроший коллектор СЕЛ Ухудшеикьй коплен тор Лереслаив&ие Сигъчоглыистьй 1=34? и 48 ^—41 Ямбург

-48 Ям бург -Уренгой 110 влажности и УЭС и получена зависимость рп /рв = /(oj, выходящая из единицы (р„ /рв — 1; й)в = 1): рп /рв = <ов 181. Необходимо заметить при этом, необычайно широкий спектр изменения емкостных свойств продуктивных коллекторов в разрезе, за счет рассеянной и слоистой глинистости (см. рис. 3.2).

Рис.3.2. Гистограмма распределения пористости по керну и результаты группирования в сеноманских отложениях Ямбургского ГКМ (скв.41, 48) и Уренгойского ГКМ (скв.110)

Из представленных данных по терригенным коллекторам Западной Сибири следует, что при пористости коллекторов более 0.18 (К„>0.18) наиболее вероятна модель Р0- (от

Рассмотрим результаты, полученные автором в результате обобщения лабораторных исследований на керне по большому количеству месторождений (-45) по Саратовской области. Изучены связи РП=/(КП), РН=/(КВ) и Р(г!/(а>в) для карбонатных и терригенных пород изучаемых месторождений. Уравнения этих зависимостей приведены в таблице 3.1. Как видим, коэффициенты т и п в этих уравнениях близки, при этом значение коэффициента «а» в большинстве моделей равно 1.

Заключение

В' результате теоретических расчетов' опытно-методических исследованиис разработаны способы определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности в условиях отсутствия или, недостатка петрофизической информации, которые включают в себя следующие части:

1. При обобщении петрофизических зависимостей по керну в пределах групп месторождений (Саратовской, и Ульяновской.; областей), выделенных по? критериям - объединенная стратиграфия-; отложений;, расположение месторождений в соответствующей: зрне региональной литолого-фациальной схемы, приуроченности^ к соответствующему тектоническому блоку и для терригенных отложений - глубины залегания; достигается: достоверное определение нефтегазонасыщенности коллекторов по данным ГИС с погрешностью не:более 10%.

2. Региональные методические руководства по использованию доказанных аналогий подготовленные- на основе обобщенных » петрофизических; зависимостей; но месторождениям Саратовской и

Ульяновской областей» апробированы на Экспертно-техническом

Совете ФГУ «ГКЗ» и рекомендованы к практическому использованию для месторождений с ограниченной петрофизической информацией по керну.

3. Предложен способ? определения коэффициента начальной нефтегазонасыщенности на основе адаптивного выбора петрофизической зависимости по данным комплекса- ГИС (Электрометрии и методов? пористости) и результатам опробования; основанный' на представлении оi>единой; закономерности Рlc=f (К„) и. Р0=^/(а)в), который; апробирован при; подсчете запасов следующих месторождений: Северо-Мастерьельского (каменноугольные отложения серпуховского * яруса), Восточно-Рогозинского (силурийские отложения) в Тимано-Печорской провинции; и Карпенского (отложения кунгурского яруса), Лузянинского (отложения ардатовского горизонта), Куликовского и Белокаменного (малевский горизонт), Комаровского в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

4. По данным исследования керна карбонатных трещинных и межзерново-трещинных коллекторов было установлено наличие коллекторов в девонских отложениях с пористостью < 0.04, а также была оценена трещинная емкость.

151

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Полякова, Любовь Евгеньевна, Москва

1. Автоматизированное определение коллекторских свойств нефтегазонасыщенности по данным каротажа (петрофизические модели и методы) /Обзор ВИЭМС. Мингео СССР.-М.: 1988.

2. Амнилов Ю.П. От сейсмической:интерпретации к моделированию и оценке месторождений: нефти и газа. — М.: ООО «Центральное издательство геофизической'литературы» «Спектр» , 2008 -3 84 с.

3. Ахияров В.Х. Система комплексных геолого-геофизических исследований полимиктового; разреза поисковых и разведочных скважин Западной Сибири. Диссертация; на соискание ученой степени докторо геолого-минералогических наук. Тюмень, 1986. — 251 с.

4. Багринцева К.И. Карбонатные породы-коллекторы нефти и raja. -М.: Недра, 1977. 257 с.

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

6. Берман Л.Б., Нейман B.C. и др. Промысловая геофизика при ускоренной разведке газовых месторождений. — М.: Недра, 1987.-246 с.

7. Большаков А.А. Разработка программного1 комплекса настройки параметров петрофизических уравнений.,Вестник кибернетики №Г 2002

8. Будыко А.В. Возможен ли прогресс в российском, динамическом АК.//Каротажник. 2002. 95. - С. 39 - 63.

9. Венделыитейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов— М.: Недра, 1978. -318 с.

10. Временное методическое руководство по определению подсчетных параметров геофизическими методами для подсчета запасов нефти и газа./ Под ред. В.Н. Дахнова, Б.Ю. Венделыитейна, Р.А. Резванова и др. М.:МИНХ и ГП, 1979.

11. Гуторов Ю.А. и др. Методические возможности комплекса волнового акустического каротажа и акустического видеокаротажа при оценке карбонатных коллекторов в Башкирии. // Каротажник. — 1998. №46. — С. 59-64.

12. Дахкильгов Т.Д., Гончаров Ю.О., Ишханов В.Н. Определение пористости триасовых карбонатных пород по геофизическим данным. // Геология нефти и газа. 1987. №8. - С. 31-36.

13. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород М.: Недра; 1985.-311с.

14. Денк С.О. Геотехнология межблоково-проницаемых коллекторов нефти и газа. Пермь, Пермский государственный технический университет, 2001.-214 с.

15. Добрынин В.М. и др. Новые возможности контроля за разработкой месторождений. // Нефтяное хозяйство. — 1996. №6. — С. 23-29.

16. Добрынин В.М. Изучение пористости сложных карбонатных коллекторов. М.:МИНГ. 1991.

17. Дьяконова Т.Ф., Латышова М.Г., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1986.

18. Еникеев Б.Н. Опыт построения и сопоставления различных петрофизических уравнений для терригенного разреза. М.: МОИП, 1983, -С.99-110.

19. Еникеев Б.Н., Еникеева С.Н. О некоторых функциональных соотношениях, применяемых в петрофизике. М.: МОИП, 1986. -С.91-103.

20. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов O.JI. Акустический метод исследования скважин. -М.: Недра, 1978.-320 с.

21. Иванькова Ю.В. Петрофизическое обоснование оценки фильтрационно-емкостных свойств нижнепермских отложений вала Сорокина. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва, 2008.- 25 с.

22. Интерпретационные модели для определения водонасыщенности песчано-глинистых пород по данным ГИС (на примере Западной Сибири).// Разведочная геофизика. Обзор ВИЭМС. Мингео СССР. -М., 1988:

23. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М.: Недра, 1984 — 252 с.

24. Ищенко В.И. Система компьютеризированной обработки и интерпретации волновых сигналов-акустического каротажа в» нефтегазовых скважинах. Автореферат диссертации на соискание степени доктора технических наук. ВНИИГеосистем. Москва. 1994 — 45 с.

25. Кнеллер Л.Е., Рыскаль О.Е. (ВНИИГИС), Скрылев С.А. (Енисейнефтегазгеология) Выделение и оценка коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления. // Геология нефти и газа. 1990. № 12.

26. Козяр В.Ф. и др. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах: состояние и направления развития. Обзор // Каротажник. 1999. №63.

27. Котяхов Ф.И. Об определении^некоторых физических параметров пород по данным; удельного электрического; сопротивления: // Труды; Акад. нефт. пром-тш -1956. № 3. -С: 162-202;

28. Котяхов; Ф.И. Определение полной трещиноватости пористо-кавернозно-трещиноватых пород. //Нефтяное хозяйство: 19731 № 5: - Gi 27301

29. Крутин В.Н., Марков М.Г., Юматов А.Ю. Нормальные волны в заполненной жидкостью цилиндрической полости, расположенной в насыщенной: пористой среде: // Прикладная математика и механика. 1988'. Том 52, вып. 1.

30. Кузнецов В:В. Определение средних коэффициентов поглощения и; коэффициентов отражения по:спектрам и амплитудам прямых и отраженных волн. // Тр. ИФЗ -1964. №37.

31. Кузнецов E.G., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных, и газовых; месторождений. М.: Недра, 1991.-223 с.

32. Кучурин; E.G., Поляченко А. Л. и др. Углеродно-кислородный* каротаж; нефтегазовых; скважин:. // Геофизические исследования в нефтегазовых скважинах. ОАО Hi 111 «ВНИИГИС» 1998г. Сб.статей. - С. 62-91.

33. ЛарионовВ.В. Радиометрияскважин. М.: Недра, 1969.

34. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. / Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003257 с.

35. Мусин К.М., Нуртдинова Г.Н: (ТатНИПИнефть), Кандаурова Г.Ф: (НГДУ «Лениногорскнефть»), Динмухамедов Р.Ш. (ОАО- «Татнефть»). Дифференциация карбонатных коллекторов! среднего1 карбона при исследовании керна. // Нефтяное хозяйство. 2005. №7.

36. Оперативный* подсчет запасов, по Куюмбинскому и Терско-Камовскому (северному) участкам. / Отв. исп. Конторович А.А., Красильникова Н.Б. — Красноярск, «Красноярскгеофизика», 2004.

37. Отчет опытно-методической- партии 22/2004 гг. Территориальное районирование петрофизических связей продуктивных палеозойскихотложений Башкортостана. / Сост. Р.Б. Булгаков, ОАО «Башнефте-геофизика», Уфа, 2005.

38. Подсчет запасов нефти и газа Карпенского месторождения Саратовской области. / Отв. исп. КиргинцеваТ.А; — Москва, 2006.

39. Подсчет запасов нефти и растворенного газа (включая ТЭО КИН) Дюсушевского нефтяного месторождения. / Отв. исп. И.С. Гутман. Москва, 2007.

40. Поляков Е.Е. Компьютеризированная технология "интегрирования скважинной геоинформации,• при1 изучении параметров* нефтегазовых залежей. Автореферат диссертации на соискание степени доктора геолого-минералогических наук. Москва, 1998. 48'с.

41. Полякова JI.E. Разработка геоинформационной петрофизической базы знаний* для.повышения достоверности подсчета запасов'углеводородов недоизученных месторождений: // Геоинформатика. 2009: №1'. - С. 57-63.

42. Постнова Е.В. Оценка ресурсного потенциала нераспределенного фонда недр Рязано-Саратовского прогиба и Волго-Уральской антеклизы наоснове переобработки и переинтерпретации геолого-геофизических данных. Фонды ФГУП НВНИИГГ, 2007.

43. Потапов В.П., Храмцов A.JI. Петрофизическое обеспечение волнового акустического каротажа. // Геофизика— 2000.Спец.выпуск. — С.128-133.

44. Соловьев' Б.А. Обосновать направление воспроизводства минерально-сырьевой^ базы углеводородов, юго-востока европейской части России. Фонды Ф¥УП ВНИГНИ, 1999:

45. Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин. — М., «Недра», 1973.

46. Топорков В.Г. и др. Изучение формирования остаточной водонасыщенности' в гидрофильных и гидрофобных коллекторах методом ядерно-магнитного резонанса. // Каротажник. 2003. 110. — С.85-97.

47. Топунова Г.Г., Шерман Г.Х. Литологическое расчленение и определение пористости1 коллекторов месторождений Оренбургской области. // Геофизический вестник. 2002. №11.

48. Тхостов Б.А., Везирова А.Д., Венделыптейн Б.Ю., Добрынин М.В. Нефть в трещинных коллекторах. Ленинград: Недра, 1970. - 222 с.

49. Федорова Е.А., Фельдман, А.Я. и др. Компьютерная методика определения текущей газонефтенасыщенности при контроле за разработкой месторождений-углеводородов. //Геоинформатика. 1999. № 2.

50. Фельдман А.Я., Полякова Л.Е. Методика определения подсчетных параметров-в трещиноватых карбонатных силурийско-девонских отложениях месторождений Тимано-Печорской провинции. // Каротажник. 2007. №8 (161). - С.44-55.

51. Фельдман А .Я., Полякова JI.E., Фёдорова Е.А. Оценка нефтегазонасыщенности коллекторов в условиях недостатка информации. // Геофизический вестник. -2006. №12. С.5-7.

52. Швидлер М.И. Эффективная проводимость неоднородных сред (Обзор). М.:МОИП, 1983. - С.3-11.

53. Шилов Г.Я., Джафаров И.С. Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология из фациальной интерпретации по геолого-геофизическими данными. М.: Информационный центр ВНИИгеосистем, 2001.-394 с.

54. Элланский М.М. О создании петрофизического атласа продуктивных терригенных отложений Западной Сибири. ЗАО «Пангея», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. С. 23-29.

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

56. Юматов А.Ю. Распространение упругих продольных волн в пористых породах с трещинами и кавернами. Автореферат диссертации на соискание кандидата технических наук. ВНИИЯГГ. Москва, 1984. 15 с.

57. Bruggeman D.A.G. Title Calculation of various physical constants of heterogenous substances. // Annalen der physic 5. 1935. Folge Band 24. -P. 637664.

58. Sen P.N., Scala C., Cohen M.H. A self-similar model for sedimentary rocks with application to the dielectric constant of fused glass beads. // Geophysics. 1981. Vol. 46, №5. - P. 781-795.