Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин"

На правах рукописи

ГУБИНА Августа Ивановна

ОСНОВЫ ФАЦИАЛЬНОЙ цикличности ОСАДОЧНЫХ ТОЛЩ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Специальность 25 00 12 «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Уфа-2008

003167372

Работа выполнена в ООО Пермский инженерно-технический центр «Геофизика»

Научный консультант

доктор геолого-минералогических наук, профессор Новоселицкий Владимир Маркович

Официальные оппоненты

доктор геолого-минералогических наук, профессор Золоева Галина Михайловна

доктор геолого-минералогических наук,

по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора и кандидата наук при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу 450005, г Уфа, ул 8-ое Марта, 12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика» Автореферат разослан « /7» Хг / т л- 2008 г.

старший научный сотрудник Масагутов Рим Хакимович

доктор технических наук, профессор Котенев Юрий Алексеевич

Ведущая организация - ООО «ПермНИПИнефть»

7

Ученый секретарь диссертационного совет доктор химических наук

Д А Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время геологические модели являются не только основой для разработки месторождений, но и приобретают самостоятельное значение - на их основе делаются подсчеты геологических запасов. Поэтому очень важное значение имеет достоверность создаваемых моделей, доказательством которой являются научно-обоснованный подход и знание законов палеоседиментации, смены фаци-альных условий, цикличности осадконакопления, закономерностей распространения разных фаций, Литологический состав, строение и условия образования горных пород находятся во взаимодействии и единстве и выражаются радом качественных и количественных признаков Физические свойства горных пород количественно выражают эти признаки и могут быть измерены дистанционно при проведении геофизических исследований скважин (ГИС) Следовательно, параметры физических полей содержат в себе большой объем геологической информации, в том числе по условиям осадконакопления горных пород Соответствующие пористость и проницаемость пород-коллекторов, требуемые для аккумуляции экономически извлекаемых углеводородов в песчаных телах, рифовых постройках и других, тесно связаны с определенными генетическими типами фаций и историей развития эпигенетических процессов Очевидно, что комплексное изучение методами ГИС взаимосвязей между генетическими типами фаций, развития постседиментационных процессов, распространения коллекторов тесно связано с выделением в разрезе продуктивных пластов

В связи с этим разработка научно-методических основ фациальной и циклической интерпретации данных ГИС, является актуальной задачей проблемы повышения качественного уровня геологических моделей месторождения и, в целом, геологической науки

Цель работы - разработка научно обоснованных основ фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин, совокупность которых позволит решать важную научно-техническую проблему создания геологических моделей залежей и прогноза развития коллекторов

Основные задачи диссертационных исследований:

- разработка модели системного комплексирования разноуровен-ных геофизических методов для изучения фациальной цикличности осадочных толщ,

- проведение анализа существующих моделей каротажных фаций и их использование при моделировании залежей углеводородов,

- анализ результатов внедрения новых методов ГИС для оценки лито-логического состава, коллекторских свойств отложений как одной из основных частей фациально-циклического анализа,

- выявление закономерностей строения осадочного палеозойского комплекса на территории Пермского Прикамья по геолого-геофизическим данным на основе фациально-циклического анализа,

-изучение цикличности карбонатных рифогенных фаций позднедевон-ского возраста для выделения проницаемых зон и анализа закономерностей их развития,

-разработка методических приемов проведения фациально-циклического анализа терригенных и карбонатных отложений с целью построения геологической модели залежи и прогноза развития коллекторов

Методы исследований. Поставленные задачи решались с применением знаний в области геологии и геофизических исследований скважин, системного подхода и разработок аппаратурных и методико-программных средств, проведения опытно-методических работ и экспериментальных исследований как на моделях, так и в скважинах, обобщения и анализа полученных результатов, апробации новой аппаратуры и методик в производственных условиях и оценки геологической эффективности путем сравнения с данными других геофизических методов

Научная новизна

1 Предложена модель системного комплексирования разноуровенных геолого-геофизических методов для определения фациальной цикличности осадочных толщ, позволяющая познавать разномасштабную фациальную цикличность осадочных толщ, понимать закономерную взаимосвязь разноуровневых параметров и их различную информативность [ 13 ]

2 Впервые построены модели нефтегазоносных залежей и выделены участки распространения коллекторов по физическим параметрам, полученным по

геолого-геофизическим данным для разных фаций осадочных толщ [ 23,28 - 30 ]

3 Впервые по данным ГИС установлена цикличность карбонатных othq-жений Доказано, что даже в рифогенных образованиях, слагающих рифы и биогермы, которые, по сложившемуся мнению, имеют массивное строение, удается выделять циклы и, используя цикличность разрезов, проводить корреляцию рифовых, предрифовых и зарифовых фаций при построении геологической модели месторождения [12, 14 ]

4 Впервые установлено, что при бурении низкопористых карбонатных пород в Предуральском прогибе формируется зона интенсивных вертикальных желобов, связанная с напряженным состоянием пород и фациальной цикличностью отложений [6, 14,27 ]

5 Предложены методики интерпретации данных новых геофизических методов, что позволило разделить пласты по типу коллектора и установить закономерности их распространения в зависимости от фациальной принадлежности отложений [ 3, 5, 7 11, 15, 16, 18-22, 24, 28, 31 ]

Основные защищаемые положения

1 Концепция построения модели оценки фациальной цикличности осадочных толщ, которая базируется на системном подходе к интерпретации раз-ноуровенных геолого-геофизических методов

2 Комплексная компьютеризованная технология проведения исследований современными геоофизическими методами, позволяющая определять ли-тологический состав и сложную структуру порового пространства, является необходимым этапом фациально-циклического анализа.

3 Литолого-стратиграфическая корреляция терригенных отложений, основанная на принципах фациально-циклического анализа, что позволяет устанавливать условия осадконакопления, прогнозировать развитие коллекторов и строить модели нефтегазоносных залежей

4 Цикличность отложений в карбонатном разрезе, связанная с чередованием в разрезе плотных (трансгрессивных) и проницаемых (регрессивных) пачек пород, позволяющая устанавливать приуроченность коллекторов к верхним (регрессивным) частям циклов, при этом с наличием желоба в низкопористых карбонатных породах в Предуральском прогибе, может использоваться как диагностический признак для выделения начала цикла

Практическая ценность работы

Практическая значимость положений, выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации, заключается в том, что они позволяют повысить геологическую и экономическую эффективность исследований на основе комплексного использования геолого-геофизических сведений об изучаемом разрезе и устанавливать по ним модели залежей, тип структуры порового пространства коллекторов и условия их образования

В работе проведен анализ существующих и предлагаются новые критерии оценки фаций и седиментационной цикличности по данным геолого-геофизических исследований скважин, установлены закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов различного литологического состава, их неоднородности и структуры порового пространства в зависимости от типа фаций, разработаны методические приемы прогнозирования коллекторов для различных типов разреза Анализ и обобщение геологических моделей терригенных, карбонатно-глинистых и рифогенных фаций и их классификация выполнены применительно к целям фациальной интерпретации геолого-геофизических данных

Обоснованность и достоверность результатов, полученных в диссертационной работе, подтверждены при проведении скважинных исследований в разных геолого-технологических условиях, а также завершенными научно-исследовательскими работами по внедрению программно-управляемых комплексных скважинных приборов, компьютерных технологий обработки и интерпретации геофизических исследований

Реализация результатов работы

Основные результаты диссертации внедрены в ЗАО ПИТЦ «Геофизика» и ОАО «Пермнефтегеофизика» при проведении геолого-геофизической интерпретации материалов ГИС в разрезах на землях Пермского Прикамья Разработка и внедрение новых геофизических методов и технологий позволили создать методические руководства (МР) и руководящие документы (РД) по эффективной интерпретации геолого-геофизического материала

- РД «Методические рекомендации по использованию пластовой накло-нометрии и скважинного акустического телевизора САТ-2 для выделения трещинных коллекторов и определения элементов залегания пластов»,

- РД «Инструкция по приемке и оценке качества материалов наклоно-метрии скважин»,

- РД «Методические рекомендации по использованию метода фациаль-но-циклического анализа для изучения строения визейской терригенной толщи Пермского Прикамья»,

- РД «Временные методические указания по проведению и интерпретации плотностного гамма-гамма каротажа и компенсационного нейтронного каротажа в условиях Пермского Прикамья»,

- МР «Методические рекомендации по проведению исследований и интерпретации данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору в комплексе ядерно-геофизических методов для оценки нефте-и газонасыщенности коллекторов»,

- СТП «Контрольные скважины Обустройство и применение с целью повышения качества ГИС» (стандарт предприятия)

Разработанные методические рекомендации частично переданы в родственные организации ПО «Башнефтегеофизика», ПО «Ставропольнефгегеофизика», ПО «Западнефтегеофизика», ПО «Узбекгеофизика»

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований по теме диссертации неоднократно докладывались на различных научных конференциях, опубликованы в научных изданиях Результаты работ доложены и обсуждены на всесоюзной научно-технической конференции «Новые геофизические технологии исследования скважин» АО НПЦ «Тверьгеофизика» (Тверь, 1999), на региональных научно-технических конференциях «Поиски, разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений Западного Урала и Приуралья» (Пермь, 1983), «Автоматизация приемов обработки геофизической информации при поисках нефти и газа» (Пермь, 1986), «Ускорение научно-технического прогресса при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений» (Пермь, 1987), «Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» (Пермь, 1989), на ежегодных научно-практических конференциях «Внедрения новых технологий и методов с целью повышения геологической эффективности исследований скважин» в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, 2002-2006)

РД «Методические рекомендации по использованию пластовой наклоно-метрии и скважинного акустического телевизора САТ-2 для выделения трещинных коллекторов и определения элементов залегания пластов» демонстрировался на ВДНХ (Москва, 1989)

Основная часть работ, изложенных в диссертации, выполнена автором в ходе опытно-методических исследований в ОАО «Пермнефтегеофизика» по 15 темам (1975-2000) Изучены возможности геофизической аппаратуры акустического, электрического и радиоактивного методов для условий Пермского Прикамья Выполненные исследования вошли в научные отчеты, написанные при участии автора в качестве ответственного исполнителя Подготовленные на основе указанных исследований при непосредственном участии автора методические рекомендации по оценке емкостных свойств сложных коллекторов и классификации отложений по вещественному составу были приняты к внедрению в производство

По части выполненных работ защищена кандидатская диссертация в 1991 году

С 2001 года под руководством автора проводилось внедрение новых методов и технологий ГИС при исследовании обсаженных скважин Опробованы и внедрены в производство спектральные радиоактивные методы, подготовлены методические рекомендации по проведению и интерпретации данных методов

За творческое сотрудничество, ценные советы и помощь в проведении исследований автор выражает глубокую благодарность руководству и всем сотрудникам предприятий ОАО «Пермнефтегеофизика» и ООО ПИТЦ «Геофизика», принимавшим участие в этих работах

Публикации. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя, опубликованные в 1 монографии, 31 научных, публикациях, в том числе в 13 изданиях, рекомендованных ВАК, в 6 методических руководствах

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций и списка использованной литературы из 242 наименований Она изложена на 335 страницах, включая 107 рисунков и 8 таблиц

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность исследований в области оценки фациальной цикличности осадочных толщ по комплексу геолого-геофизических исследований скважин Сформулированы цель и основные задачи исследований, изложены научная новизна и практическая ценность работы

В первой главе проводится анализ состояния работ по проблеме геолого-геофизического изучения фациальной цикличности осадочных толщ перед началом исследований и предлагается модель системного комплексирования разноуровневых геолого-геофизических методов для ее решения

В современной науке под фациальной цикличностью отложений понимают закономерную смену пород и периодическую повторяемость палеогеографических обстановок, отражающих тектоно-седиментационный этап геологического развития территории

С позиций системного подхода цикличность рассматривается на различных структурных (иерархических) уровнях, в зависимости от величины и типа природного резервуара Ю А Косыгиным (1974) все множество тел по объемным размерам разделено на восемь порядков За геологическое тело первого порядка принято тело от куска керна, за геологическое тело восьмого порядка - Земной шар

При решении задач нефтепромысловой геологии имеют дело с объектами относительно небольших размеров Для этих случаев ЛФ Дементьевым (1981) предлагается выделять пять уровней структурной организации геологических объектов За геологическое тело первого порядка принято минеральное зерно, за геологическое тело пятого порядка - пласт или интервал Преимущество последней классификации в большей конкретизации объектов, отвечающих задачам нефтепромысловой геологии

Изучая фациальную цикличность, следует ясно представлять, на каком структурном уровне будет изучаться строение геологического тела. В соответствии со структурной организацией объектов могут быть выделены циклы разного ранга, соответствующие объемам пласта, ловушки и бассейна осадконакопления

История развития фациально-циклического анализа характеризуется стремлением к комплексированию разных геофизических методов Так, к середине 70-х годов были разработаны геофизические модели выделения фаций по электрическому и радиоактивному каротажу в терригенном разрезе Определение фациальной цикличности карбонатных пород по ГИС представляет наибольшую сложность, что объясняется наличием вторичных преобразований и сложным типом пористости коллекторов Большой вклад в исследование проблемы использования каротажных диаграмм при распознавании среды терриген-ного осадконакопления внесли зарубежные ученые (X Рединг, 1990, Р Ч Селли, 1984 и др)

С 1970-х годов к обсуждаемой проблеме обратились многие отечественные исследователи Благодаря работам геологов Сибирского отделения АН СССР под руководством Ю Н Карогодина изучение цикличности в осадочных отложениях выдвинуто на новый этап, характеризующийся значительными терминологическими разработками и методикой исследования (Б А Гайдебурова, Ю Н Карогодин, 1985, 1996, ТС Изотова и др)

В 1984 году выходит фундаментальный труд В С Муромцева, в котором всесторонне анализируются модели фаций песчаных отложений, а также предлагается методика локального прогноза литологических ловушек нефти и газа, основанная на фациальном анализе терригенных пород, с помощью кривых ПС, ГК и КС Весьма интересны и работы других исследователей Так, специалистами Центральной геофизической экспедиции

(ЦГЭ) и ВНИИнефть (Т Ф Дьяконова, 1993, Г М Золоева, С Б Денисов, С И Билибин, 2005) проведены фациальные исследования по ГИС и сейс-мостратиграфии, в процессе которых был дан анализ каротажных моделей потокового типа (русел рек и зон течений), баров, озерных и болотных отложений

В Пермском Прикамье оценкой фаций по каротажным кривым занимались А И Губина (1990), С X Бухман (2000), А С Некрасов (2005) и др

При интерпретации материалов ГИС для фациально-циклической оценки разреза очень важное практическое и методическое значение имеет конструирование функционирования интерпретационной службы С позиций системного анализа ее создание равносильно объединению двух систем, одной из которых является естественная (природная) система признаков фаций горных пород, рассматриваемая нами как модель состава, а другой - независимая исследовательская система геолого-геофизических методов изучения и прогнозирования фаций в разрезах скважин Учитывая, что в настоящее время информационное обеспечение месторождений значительно возросло, в основе системных исследований фаций лежит организация определенных циклов и уровней движения геологической и геофизической информации Схема продвижения этой информации отражает принцип естественного усложнения процессов познания, связанного с накоплением все большего числа информационных параметров, усложнением моделей взаимодействия, необходимостью учета условий работы скважин Для определения фациальной цикличности осадочных толщ автором предложена технологическая схема (модель) системного комплексирования разноуровенных геофизических методов (рис 1) [111

Входом 1-го уровня служит информация геолого-технологического контроля (ГТИ), позволяющая определять на выходе литологический состав пород, их коллекторские свойства и характер насыщенности Сюда относятся данные механического и газового каротажа, результаты исследования керна и шлама Однако установление фациальной принадлежности осадков по результатам исследований по керну имеет свои ограничения, связанные с недостаточным объемом выноса керна В связи с этим для установления литофациальной принадлежности отложений привлекаются данные геофизических исследований, проэталонированные по керновым определениям с известной фациальной принадлежностью

Уровень 2 отражает информацию о геологических (результатах па-леотектонического и палеогеографического анализов отложений) и полевых геофизических методах исследования Хотя сейсмические данные не дают детальной картины строения пластов, но по информации о крупных элементах оценивают и образования более мелких

Уровень 3 служит для оценки фаций по данным пластовой наклоно-метрии скважин Основой этой методики является выделение углов падения пластов и их азимутов, связанных с генезисом песчаных тел и сложной структурой порового пространства карбонатных коллекторов

Методы

1 Геолого-технологические исследования в процессе бурения (ГТИ)

2 Разведочная геофизика, палеотектоника

3 Пластовая наклонометрия

(НВД)

4 Интерпретация геофизических исследований скважин (ГИС) и опробования пластов ( ИПТ)

5 Комплексная интерпретация исходных данных

вход

процесс

Конгроль 1

тТ"

М

УГ

Решаемые задачи

Литология, плотность, насыщение, интервалы поглощения (пласт)

Структурные карты основных отражающих горизонтов Площадное развитие особенностей осадочных горных пород (лалеоразрезы)

Углы падения пластов (структурный наклон), выделение русел и направлений геч ений, определение зон трещиноватости

Качественные и количественные модели фации ( выделение коллекторов и покрышек)

Процесс -> Выход Фации

Контроль общии 2

Рис 1 Схема функционального описания системы изучения и прогнозирования фаций в разрезе скважин геолого-геофизическими методами

Уровень 4 содержит информацию для определения фаций по данным каротажных исследований, включая результаты испытания и разработки залежи При интерпретации ГИС используется оценка фаций с помощью качественных и количественных каротажных моделей, по которым выделяются циклы различного ранга

На уровень 5 поступает весь имеющийся объем информации, что дает возможность получить более достоверную оценку фаций

Уровни обратной связи понимаются как действия интерпретатора, направленные на получение дополнительного количества информации, и контроль данных применяемых методов исследования

Согласно принципам системности, что о любом уровне иерархической организации природного объекта можно узнать столько, сколько позволяют имеющиеся знания о двух соседних уровнях - более высоком и более низком, в зависимости от уровня наблюдений удается познавать разномасштабную фациальную цикличность, понимать закономерную взаимосвязь разноуровневых параметров и их различную геологическую информативность При этом база для интерпретации каждого метода должна формироваться на более детальном масштабном уровне для сейсморазведки - на уровне данных ГИС (система пластов), а для интерпретации ГИС - на литолого-петрографическом уровне (образцы пород)

Результатом деятельности такой интерпретации будет выдача рекомендаций не только на опробование конкретных нефтегазоносных пластов, но и корректировка плана буровых работ, и планирование эффективной эксплуатации залежи с учетом вариации коллекторских свойств, связанной с фациальными изменениями

Таким образом, для изучения и прогнозирования типов фаций в разрезах скважин с помощью различных геолого-геофизических методов, а также рационального их применения необходимо использовать принципы системного анализа

Во второй главе рассматриваются новые направления развития технологий и интерпретации данных ГИС и их использование для решения геологических задач Переход на микропроцессорную элементную базу и принципиальное расширение возможностей по передаче информации от скважинной аппаратуры к ее обработке и хранению создали благоприятные условия для разработки и производства высокоинформативной геофизической аппаратуры При этом под аппаратурой понимается информационно-измерительная система, включающая в себя скважинный прибор, наземный измерительный комплекс, интерпретационно-методическое обеспечение, реализованное в программно-алгоритмических средствах Актуальность применения новых эффективных методов ГИС в Пермском Прикамье возрастает с увеличением доли сложных коллекторов в карбонатных разрезах, включаемых в подсчет запасов углеводородного сырья Коллекторы сложного строения, как правило, изменчивы по глубине и по латерали и из-за низкой эффективности стандартного комплекса ГИС для их выделения необходимы дополнительные методы

В работе представлены материалы интерпретации новых методов ГИС для решения следующих геологических задач

- определение петрофизических характеристик горных пород и характера текущего насыщения коллекторов по данным спектрометрических радиоактивных методов,

-выделение низкопористых кавернозно-трещиноватых коллекторов по комплексу акустических методов, пластового наклономера и электрического бокового сканера,

- определение количественных параметров пластов по данным ГИС с использованием современных программ обработки,

- оценка достоверности параметров ГИС по замерам в контрольной скважине

Спектрометрические радиоактивные методы

Спектрометрические радиоактивные методы - одно из наиболее информативных направлений развития ядерно-геофизических методов, основанное на измерении скважинным прибором энергетических спектров радиоактивного излучения В зависимости от природы регистрируемого излучения по полученным результатам можно определить те или иные характеристики пород как в открытом, так и в обсаженном стволе скважины^о.-н]

Регистрируя спектры гамма-излучения, обусловленные естественной радиоактивностью горных пород, можно определить массовые содержания урана (и), тория (ТЪ) и калия (К) и на основе петрофизических зависимостей перейти к таким геологическим параметрам, как глинистость, битуминоз-ность, фракционный состав, провести межскважинную корреляцию разрезов

В случае, когда для возбуждения вторичного гамма-излучения применяется нейтронный или гамма-источник, регистрация спектров позволяет рассчитать относительные содержания основных породообразующих элементов (кальций, кремний, хлор, водород, кислород, углерод), объемную плотность и эффективный атомный номер

С геологической точки зрения расчленение разреза по элементному составу - это качественно новая ступень в изучении особенностей геологического строения и условий образования горных пород

К настоящему времени в ОАО НПП «ВНИИГИС» совместно с ЗАО НПФ «ГИТАС» разработан аппаратурно-методический комплекс спектрометрии радиоактивных методов, включающий спектрометрию естественного гамма-излучения (СГК) и спектрометрию нейтронного гамма-излучения двух модификаций хлорный (СНГК-С1) и широкодиапазонный (СНГК-Ш)

Сканирующий боковой каротаж (БК-С)

В 2001 году в НПП «ВНИИГИС» разработан электрический сканер с расширенными функциональными возможностями Зонд представляет собой комбинацию 3-электродного и псевдобокового каротажа, позволяющий определять параметры ближней и удаленной зоны пласта Центральный электрод разделен на 16 сегментов, что позволяет регистрировать электри-

ческую проводимость пород в 16 направлениях и получать развернутое ориентированное цветное изображение электрических свойств пород глубинностью до 0,5 м. Скважинный прибор центрирован в скважине, что позволяет использовать его в наклонных и горизонтальных скважинах.

Для эффективного применения БК-С важное значение имеет представление (выдача) материалов проведенных исследований. Разработанная во ВНИИГИС программа «IMAGER» обеспечивает первичную обработку и визуализацию данных электрического сканера в форме цветных азимутальных разверток, позволяющих интерпретатору выделять и истолковывать электрические неоднородности. Изображение можно строить в единицах сопротивления и проводимости для низкоомных (терригенных) разрезов, дифференциал этих изменений в продольном и поперечном направлениях позволяет определять электрическую анизотропию и углы наклона напластований и трещин.

Сопоставление цветных изображений БК-С с CAT и керном (рис. 2), указывает на высокую достоверность и разрешающую способность метода, что позволяет использовать его для решения сложных геологических задач.

Рис. 2. Сопоставление БК-С - CAT - керн (Енапаевская пл., ске. 75)

Акустические исследования (АКПЗ-САТ-ГАКЗ)

Для выделения сложных коллекторов и полноценного их изучения на площадях Пермского Прикамья применяется комплекс акустических методов акустический каротаж по приточным зонам (АКПЗ), акустический телевизор (CAT), глубинное акустическое зондирование (ГАКЗ)£3 83 Возможности АКПЗ при выделении сложных коллекторов связаны с влиянием неоднородности пород (трещин и каверн) на величину регистрируемой полной энергии волнового сигнала Регистрация значений амплитуд (энергии) выполняется во временном окне, содержащем продольные, поперечные волны и волны семейства гидроволн

JIВ Будыко и Ю Д Щербаковым (1991) введена количественная мера оценки степени неоднородности пород без дифференциации на трещины и кавернозность, названная коэффициентом затухания энергии волнового сигнала (коэффициентом приточности)

Ке= (1/R) In (Кпопр) (Аоп/Аизм)),

где Аизм - измеряемая амплитуда сигнала, Аоп - амплитуда в опорном пласте,

КПОпр - поправочный коэффициент, для исключения влияния межзерновой пористости, равный (dton / Атек) R - длина зонда прибора

Сложный коллектор является проницаемым (приточным) при значениях Ке > 0,22 Нп/м, неоднозначно приточным - при К,, от 0,11 до 0,22 Нп/м и неприточным - при Ке < 0,11 Нп/м

Закономерной связи между величинами притоков и значениями Ке не отмечено Причинами этого явления могут быть сложность коллекторов и его сильная изменчивость по простиранию, несовершенство технологии бурения, перфорации и освоения низкопористых сложнопостроенных карбонатных коллекторов Практический пример выполнения исследований по этой технологии приведен на рис 3 (скв 62 Крутовской пл) Скважиной вскрыты турне-фаменские низкопористые карбонатные отложения, которые обсажены колонной На основании проведенных исследований выделены зоны приточности, рекомендованы дополнительные интервалы для дострела и доказана перспективность метода в добывающих скважинах

Скважинный акустический телевизор (CAT) является одним из прямых способов детального изучения геологического разреза скважин

По снимкам CAT выявляются слоистые породы, каверны и макротрещины (раскрытием свыше 0,3 см) любой густоты и направления, включая и вертикальные с учетом эффекта расширения размеров трещин при разбуривании и промывке буровым раствором (обламывания и размывания краев), можно ожидать, что разрешающая способность телевизора по выявлению трещин может доходить до миллиметра Именно с помощью CAT появляется возможность выделять и изучать закономерности разтия зон трещиноватости в низкопористых карбонатных коллекторах (рис 4)

Рис. 3. Выделение интервалов приточности по полной энергии волнового сигнала (Крутовская пл., скв. 62)

РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ

НАКЛОНОГРАММА

со""0 10 20 X

Схема структуры по кровле Р;к

Легенда

<$,'*стратоизогипсы

' кровли ТЮЙСКСЙ

пачки иренсхого горизонта •?з номер сквамины

Рис. 4. Определение структурного наклона и типа коллекторов

в карбонатно-глинистых отложениях еврейского горизонта по данным пластовой наклонометрии (Ксигетовская пл., скв. 100)

Глубинное акустическое зондирование (ГАКЗ) исследует характеристики пород акустическими волнами, рапространяющимися перпендикулярно стволу скважины, что позволяет выявлять вертикальную и субвертикальную трещиноватость в разрезе (И Н Жуланов и др, 2004) Сопоставление получаемого по ГАКЗ параметра вычисляется в тех же единицах, что и коэффициент приточности Ке, соответственно, критерии выделения сложнопостроенных и трещинных зон по данным параметра анологичны критериям выделения приточных зон Работоспособность нового метода установлена на примерах исследований в открытом стволе (Озерная пл) и в обсаженной скважине (Широковская пл), где работы выполнены в комплексе с исследованиями методом АКПЗ

Учитывая, что методы АКПЗ и ГАКЗ работают во взаимно перпендикулярных плоскостях, вытекает вывод о необходимости комплексирования этих методов для всестороннего решения задачи выделения сложнопостро-енного коллектора, в том числе для оценки вертикальной трещинной составляющей

Пластовая наклонометрия. Данные об ориентации геологических тел (напластований), а именно угол и азимут падения геологических поверхностей, а также высокая разрешающая способность метода позволяют проводить точные построения геологических разрезов В данной работе представлены результаты проведенных работ пластовым наклономером в разрезах Пермского Прикамья при внедрении аппаратуры НИД (наклономер-инклинометр-диаметр) разработки Р И Кривоносова и индукционного пластово-трещинного наклономера-ИПТН (разработанного во ВНИИГИС)

Анализ результатов, полученных по наклонометрии, показал, что определение структурного наклона пород по данным пластового наклономера необходимо проводить в интервалах глинистых пластов, характеризующихся номинальным диаметром скважины В данных отложениях пологие регулярные падения плоскостей напластования с близкими значениями углов и азимутов соответствуют структурному наклону горных пород (рис 4)£г2.-£5] Предложенная методика совместного анализа НИД-ГИС-сейсмо-разведка позволила уточнить форму и размеры структур на Соликамской, Маговской, Калетовской, Долдинской площадях Выдача в производственном режиме заключений по установлению структурного наклона пород по скважинам обеспечила более точное определение местоположения первых скважин на поднятии, что позволило целешнаправленно закладывать последующие скважины

Определение типа пористости по результатам наклономера основывается на различии физических свойств флюида, заполняющего поровое пространство коллекторов и его твердой фазы Корреляция кривых изменения электрического сопротивления РТУ наклономера против открытых трещин дает аномалию, аналогичную тонкому пропластку с высокой удельной проводимостью Поэтому высокая или средняя амплитуда кривых РИ при плохой их корреляции, большие углы падения по наклонограмме в пластах с низкой

глинистостью указывают на присутствие в разрезе трещин или трещин-но-порово-кавернозных интервалов Горизонтальная или наклонная трещина проявляется в виде коротких аномалий на всех кривых наклономера При трещиноватости, близкой к вертикальной, аномалии могут исчезать и появляться последовательно на одной или двух кривых /ТУ при вращении наклономера Совместное рассмотрение результатов ГИС и пластовой наклонометрии позволяет разделить пласты-коллекторы по типу пористости и определить в них направление трещиноватости (рис 5) Многочисленными наблюдениями в разрезах Пермского Прикамья установлена закономерность в ориентации трещин как относительно слоистости пород, так и по отношению к сторонам света В башкирских отложениях преобладают трещинно-поровые коллекторы, иногда с субвертикальной трещиноватостью (Курашимская пл и др) Трещинно-порово-кавернозные коллекторы приурочены к участкам повышенной трещиноватости в карбонатных отложениях нижнего карбона и верхнего девона (СН-ОЗй") Доля этих коллекторов увеличивается на месторождениях Предуральского прогиба (Соликамская пл , Гежская пл , Уньвин-ская пл и др )

Для площадей Предуральского прогиба по данным НИД-САТ отмечены интервалы пород с желобообразными вывалами пород (см рис 5) Впервые эллипсовидные расширения ствола в скважинах были задокументированы американскими геофизиками при изучении диаграмм наклономера (Е А Бэкбок, Д У Кокс) Ими высказано предположение о том, что неравномерные горизонтальные напряжения могут быть причиной этого явления, а также то, что расширение присходит параллельно направлению минимального напряжения

При изучении направления горизонтального напряжения для скважин Предуральского прогиба установлена характерная четкая направленность желобов (север-юг), где по-видимому породы находятся под большим горизонтальным напряжениям с направлением сжатия с запада и востока (Восточно-Европейской платформы и складчатого Урала) Для платформенных площадей ориентация желобов носит расплывчатый характер, но отмечается преимущественный азимут ориентации север-юг в скважинах, расположенных ближе к границам Предуральского прогиба

Желобообразование в скважинах отмечено почти во всех стратиграфических горизонтах и приурочено в основном к плотным карбонатным породам окско-серпуховского, турне-фаменского и рифейского возраста

Направление искусственной трещиноватости, образуемой при гидроразрыве пласта, тесно связано с направлением горизонтального напряжения В интервалах воздействия ударной волны четко прослеживается вертикальный желоб с ориентацией вывалов север-юг, что совпадает с общим направлением желобообразных вывалов на площади (см рис 5) Эта информация может использоваться при планировании мест расположения скважин для максимально эффективного дренирования пластов-коллекторов

Рис. 5. Определение типа коллекторов по данным пластовой наклонометрии в карбонатных отложениях нижнего карбона и верхнего девона (Соликамская пл., скв. 50)

Предуральский прогиб

Долдинская пл , ска 432 Северная пл , скв 25 Северная пл , скв 62

о'с

3 270

90' В 3 270'

В 3 270

180° Ю

Гежская гл , скв 282 Гежская пл, скв 237 Соликамская пл, скв 50 В-Соликамская пл , скв 111

,о'с ,о'с , о"р , , 0°гС

|Э0°В 3 270'

180'Ю

В 3 270"

!90°В 3 270:

180° Ю

Уньвинская пл,скв 129 Уньвинская пл , скв 130 Уньвинская пл,скв 120

,0°С| о" с,

3 270

90° В 3 270'

90 В 3 270

Платформа

Слудская пл , скв 255 Зуятская пл, скв 200 Мослнск^я пл, скв 277

3 270

90'В 3 2701

В 3 270

90 В

'180" Ю '180 Ю 180" Ю

180° Ю

180° Ю

180" Ю

Рис 6 Распределение ориентации эллипсовидности ствола скважины по данным пластовой наклонометрии на площадях Пермского Прикамья

Для пространственного моделирования, проектирования, контроля разработки и определения условий осадконакопления необходимо знать множество количественных параметров, таких, например, как литология, пористость, содержание глинистых минералов и др Основная доля геофизических исследований стандартного комплекса ГИС обрабатывается в системе «ПРАЙМ» (БГУ, г Уфа) и «ОРТСОМ» (ВНИИГИС, г Октябрьский) Высокое качество, гибкость в эксплуатации и способность к развитию обеспечили быстрое внедрение систем в производство работ Отличие программ «ПРАЙМ» и «ОРТСОМ» заключается в том, что в программе «Орсом», как и во многих зарубежных программах, использована идеология системного подхода, когда вся информация рассматривается в рамках моделей взаимосвязи разнообразных геолого-геофизических данных Степень соответствия теоретически рас-читанных кривых фактическим позволяет оценить адекватность используемых петрофизических моделей, а также качество исходной информации

С целью повышения достоверности материалов ГИС предложена методика поверки аппаратуры ГИС в контрольной скважине

В третьей главе приведены результаты изучения закономерности строения терригенных отложений осадочного палеозойского комплекса Пермского Прикамья по геолого-геофизическим данным на основе фаци-ально-циклического анализа с применением современных методов ГИС

При определении фациальных признаков основными параметрами являются состав пород, их структурные и текстурные особенности (Л Н Бот-винкина, Ю А Жемчужников, Л Б Рухин, О А Щербаков и др )

Кривые ГИС хорошо дифференцируют разрез по глинистости и пористости Данные пластовой наклонометрии и сканирующих методов, акустического и электрического каротажей позволяют определить текстурные и структурные особенности пластов

Детальный фациально-циклический анализ разрезов визейской терригенной толщи нижнего карбона показал, что визейская терриген-ная толща общей мощностью 60-90 м включает разнофациальные отложения радаевского, бобриковского и тульского горизонтов и представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с редкими пропласт-ками каменного угля, что свидетельствует об изменчивости обстановок седиментации В ее составе отмечаются четыре группы циклов (мезоциклы), каждая из которых представляет собой комплекс генетически связанных между собой фаций различного типа, чередующихся в определенной последовательности и отражающих смену условий осадконакопления ¡иг ,15,503

Первый мезоцикл по объему отвечает радаевскому горизонту визейского яруса Второй мезоцикл соответствует нижней и третьей верхней части бобриковского горизонта Четвертый мезоцикл равен по объему тульскому горизонту Для названия циклов использованы не отдельные фации, а группы преимущественно развитых фаций аллювиально-русловые (АР), аллювиально-пойменные (АП), озерно-болотные (ОБ), болотные (Б) Все четыре мезоцикла более или менее уверенно выделяются в разрезах визейской терригенной толщи почти по

всей исследуемой территории, за исключением ее северо-западной части, где данная толща развита лишь в объеме четвертого мезоцикла

Радаевский мезоцикл (I) начинается обычно отложениями углистых аргиллитов, указывающих на существование озерно-болотных обстановок Вверх по разрезу отложения сменяются алевролитами и песчаниками, часто косослоистыми, что указывает на регрессивный характер условий осадкона-копления, появление континентальных аллювиально-русловых и аллюви-ально-пойменных фаций По каротажу характерна сильная изрезанность кривых гамма-каротажа (ГК) и нейтронного каротажа (НК) с постепенными и резкими границами перехода, связанная со сменой литологического состава, обусловленной частыми изменениями условий осадконакопления Заканчивается цикл озерно-болотными обстановками, представленными углистыми аргиллитами с резким залеганием на них мощных аллювиальных толщ песчаников нижнебобриковского мезоцикла Регрессивный характер условий осадконакопления позволяет отнести данный цикл по типу к рециклиту

Бобриковские мезоциклы (П+Ш) по мощности достаточно выдержаны, представлены часто однородной толщей песчаников с небольшими прослоями алевролита и аргиллита Появление в средней части углистых алевролитов и крупнозернистых песчаников дает основание разделить толщу на два мезоцикла По кривым ГИС мезоциклы характеризуются хорошей выдержанностью по мощности, наличием косой слоистости, цилиндрической формой кривых ГК, с резкой нижней границей и слабо «иззубренной» коло-колообразной формой кривой ГК в кровле, что указывает на трансгрессивный характер изменения условий осадконакопления и позволяет данный цикл отнести по типу к проциклиту

Тульский мезоцикл (IV) представлен чередованием песчано-аргилли-товых толщ Часто разделяется на два цикла Тл2а, Тл2б Песчаные пласты приурочены к нижней и средней части мезоцикла и формировались преимущественно в АР и АП обстановках осадконакопления Вверх по разрезу глинистость возрастает, появляются прослои и конкреции известняков, доломитов, что указывает на трансгрессивный характер мезоцикла и формирование осадков в прибрежно-морских обстановках

Основой корреляции разрезов явилось сопоставление и увязка отдельных циклов осадконакопления, включающих закономерно чередующиеся фации Величины Кпесч, полученные для каждого стратиграфического цикла, могут также использоваться как важный количественный критерий для установления типа фаций и определения условий осадконакопления

Для оперативного определения обстановок осадконакопления предложена методика экспрессного выделения фаций по кривым ГК, нанесенным на структурные карты по основным отражающим горизонтам, включающим изучаемую толщу Для визейских терригенных отложений это карты по кровле терригенных отложений тульского горизонта и карбонатных турней-ских отложений По результатам анализа каротажных кривых по скважинам (ГК, НК) выбиралась скважина с максимальным развитием песчаных пластов в разрезе Принимая ее за эталонный разрез и используя определяющие

признаки фаций, проводилась корреляция пластов и их стратиграфическая разбивка по мезоциклам по всем скважинам (рис 7)

Далее на структурной карте, рядом с местоположением каждой скважины наносятся кривые ГК, характеризующие всю визейскую толщу в абсолютных глубинах, одного масштаба, т е если это наклонная скважина, то кривые ГК перестраиваются в вертикальном масштабе глубин

Анализ кривых ГК по Шершневской площади (рис 8) показал, что русловые фации бобриковского мезоцикла протягиваются полосами, ограниченными по простиранию АП, ОБ и Б фациями с северо-востока на юг и юго-восток, огибая гребень рифа и заполняя песчаными отложениями приливно-отливвдй канал Для тульского мезоцикла русловые фации получили развитие на северо-западе и южной части месторождения Следует отметить высокую информативность предложенной методики для оперативного локального прогноза песчаных тел по моделям фаций и относительно невысокие затраты времени Использование данной методики позволяет изучать имеющийся фонд скважин, геологические разрезы которых считались ранее неперспективными, с целью прогноза развития зон выклинивания, а также применять ее при решении задач контроля за разработкой месторождений для определения направления движения закачиваемых вод

Определение фациальной цикличности терригенных отложений девона по геолого-геофизическим данным проведено по Гарюшкинской площади, где в отложениях таманского (пласт Д01) и пашийского (пласт Д02) горизонтов выделены нефтенасыщенные песчаники Исходя из общей характеристики девонских терригенных отложений, они имеют разнофаци-альный характер осадков Им в равной мере свойственно как дельтовое, так и прибрежно-морское происхождение (Э К Сташкова и др , 2005)

Вследствие малого объема отбора керна детальная корреляция разрезов скважин осуществлялась с помощью каротажных кривых бокового каротажа (БК), диаметра скважины (ДС), ГК и НК В качестве базовой была выбрана скважина 2609 разрез которой был сначала разделен на четыре крупных цикла (рис 9) При этом нефтенасыщенные пласты стратиграфически соответствуют таманскому и пашийскому горизонтам I и II цикла соответственно При выделении циклитов диссертант придерживался энергетической концепции, в соответствии с которой начало каждого цикла связано с возрастанием энергии движения вещества и отложением более крупнозернистых осадков песчаной и гравелитовой размерности К концу цикла преобладают тонкие осадки (глинистые), сформировавшиеся в спокойной обстановке Затем проводилась детальная корреляция выделенных циклов по линии продольных и поперечных профилей в пределах изучаемого месторождения

При межскважинной корреляции отложений необходимо проводить построение палеоразрезов по линии выравнивания, приуроченных к устойчивым сейсмическим отражающим горизонтам, и проводить границы циклов по началу регрессий, т к это отвечает максимальному нарастанию энергии движения осадков и подчеркивается предшествующим перерывом и денудацией отложений

скважина № 71

скважина № 400

скважина № 68

Рис. 7. Определение типа фаций и корреляция мезоциклов в терригенных отложениях визейского яруса нижнего

карбона на Шерьиневском месторождении

Рис. 8.

ю

Экспрессное выделение фации по кривым ГК и определение направления русловых фаций на Шершневском месторождении

Условные обозначения: Фации:

Ш тульского мезоцикла

бобриковского мезоцикла

---- направления течения

■» коэффициент течения ГК

Рис. 9. Геолого-геофизический палеопрофилъ по линии выравнивания кровли тиманского горизонта-Д3Ш. (Гарюшкинская пл.}

Данные корреляции разрезов скважин, результатов литологическо-го и фациально-циклическогого анализа послужили основой для реконструкции палеогеографической обстановки изучаемых отложений (рис 10) Пространственное размещение песчаных тел позволило установить, что в таманское время (период формирования пачки Д01) в исследуемом районе существовала дельта крупной реки равнинного типа, т е здесь был древний аккумулятивный шельф Очевидно, появление многочисленных дельтовых каналов и проток было связано с ее пологими наклонами и малыми глубинами прибрежной части бассейна, в котором формировалась дельта На дельтовую обстановку указывает замещение грубозернистых осадков алевролито-глинистыми отложениями, образовавшимися в заливах и дельтовых озерах Зоны развития наиболее грубозернистых песков здесь приурочены к центральным частям выделенных русловых каналов К краям песчаных тел мощность пород коллекторов сокращается, вплоть до полного выклинивания По всей вероятности в районе площади направление основной дельтовой потоки юго-восточное Изучение пространственного размещения песчаных коллекторов потокового генезиса в разрезах таманской и пашийской пачки позволило объяснить результаты опробования этих пачек на рассматриваемой площади При этом было установлено, что нефтяные залежи здесь связаны с русловыми отложениями и зонами их выклинивания В то же время центральные части русловых каналов (дельтовых проток) могут быть обводненными вследствии разрушения («промывки») залежи углеводородов

Таким образом, результаты фациально-циклического анализа материалов ГИС показали разнообразие условий осадконакопления терриген-ных пород на изучаемой площади При этом было установлено наличие взаимосвязи между коллекторскими свойствами пород и типами генетических фаций, что позволяет объяснить различие в дебитах нефти по скважинам, расположенным в контуре залежи Так, например, получение хороших дебитов нефти из таманских отложений в скважинах, расположенных в присводовой части структуры, связано с распространением здесь русловых отложений, являющихся прекрасными коллекторами Кроме того, установлено, что получение продукции из объектов таманского и пашийского горизонтов в скважинах Гарюшкинской площади может быть связано и с литологическими ловушками, образовавшимися благодаря выклиниванию русловых отложений

В четвертой главе приведены результаты изучения закономерностей строения, расчленения и корреляции карбонатных разрезов £ 14 ,(5]

На территории Пермского Прикамья карбонатные породы имеют повсеместное развитие, и мощность их составляет до 80 % Промышленные запасы нефти в этих отложениях составляют около 40 % от всех запасов в регионе Приведенные факты свидетельствуют о большой роли карбонатных коллекторов в качестве основного объекта поисков и разведки залежей нефти и газа Изучение строения и размещения карбонатных коллекторов,

Условные обозначения:

м - номер скважины 0 ■ коэффициент песчанистости, д.ед ■ зона замещения коллекторов плотными породами

Рис. 10. Карта распространения терригенных фаций девона пласта Да (Гарюшкинское месторождение)

Фации:

I | - аллювиэльно-русловая (Кпесч. 0,3-0,5 д.ед.)

I-1 - аллюаиальжмгайменная (Кпесч. 0,1-0,3 д.ед.)

I I ■ болотная (Кпесч. <0,1 д.ед.)

выявление условий формирования, совершенствование геофизических работ и их интерпретации создают надежные предпосылки для дальнейшего прогнозирования новых залежей Трудности, с которыми сталкиваются при изучении карбонатных разрезов по керну или промыслово-геофизическим методам, связаны с тем, что карбонатная порода характеризуется неоднородностью коллекторских и физических свойств, связанной со случайным распределением пустот различного типа и частой сменяемостью литологи-ческого состава, что связано с особенностями их осадконакопления Многими исследователями отмечается, что для карбонатных пород, хотя и возможно восстановление условий их образования, но это является довольно трудной задачей, так как часто черты первичного седиментационного строения и литологический состав карбонатных отложений «затушевываются», уничтожаются последующими постседиментационными преобразованиями в диагонезе и эпигенезе (М Лидер, 1986, И Е Постников, 1988, Т Т Клубо-ва, 1984) Дж Уилсоном (1980) выделены фациальные пояса, среди которых выделяются фации глубоководных впадин, открытого глубоководного шельфа, подножия склона, передового склона рифа, рифовых построек, шельфовой лагуны со свободным водообменом, участков шельфа с ограниченным водообменом, а также приливно-отливных равнин побережья и эва-поритовых лагун Основной областью образования карбонатных фаций является хорошо прогреваемая и доступная проникновению света мелководная шельфовая зона (глубина до 200 м)

Учитывая возможности ГИС для генетических оценок, наиболее информативными характеристиками являются вещественный состав, пористость, глинистость и насыщенность карбонатных пород, а также их тип слоистости и трещиноватости Эти параметры полезны для геологических оценок в связи с тем, что первичная окружающая среда осадконакопления каждой литологической разности карбонатных пород во многом определяла их эпигенетическую историю, что нашло отражение в соответствующих сочетаниях глинистости, пористости и насыщенности исследуемых генетических типов, а также в особенностях их литоло-гического состава

Изучение региональных закономерностей пространственных размещений карбонатных коллекторов, проведенное с помощью фациально-циклического анализа, показало, что для карбонатно-терригенных отложений среднего карбона, сформировавшихся в условиях мелководного шельфа, циклы чаще всего состоят из двух-трех слоев аргиллита-доломита-известняка В карбонатных отложениях нижнемосковского яруса (верейский горизонт) выделяется до 7 элементарных циклов (ЭЛЦ) Все выделенные циклы имеют порядок мощностей 3-15 м и преимущественно двухчленное строение аргиллит-известняк Проницаемые и пористые пласты верейского и каширского горизонтов приурочены к верхним частям циклов, представлены карбонатными породами с преимущественно поровым, реже трещин-но-поровым типом пористости

При постановке работ для изучения фациальной цикличности карбонатных отложений среднего и нижнего карбона и верхнего девона (С2в, С^-О;/) по ГИС были привлечены материалы по Озерному месторождению, на основе которых решались следующие задачи

- детальное расчленение и корреляция разрезов скважин месторождения по ГИС с привлечением биостратиграфического анализа керна,

- выделение циклов и выяснение фациальной природы отложений,

- выявление фациальной зональности продуктивных интервалов месторождения и зависимости емкостных свойств от их генезиса,

- рекомендации по прогнозу зон емких коллекторов с учетом фациальной зональности продуктивных отложений и их вторичной преобразованное™

По результатам комплексной интерпретации геолого-геофизических исследований на протяжении большей части среднего карбона башкирского века карбонатная седиментация в районе Озерного поднятия протекала в условиях мелководного верхнего шельфа Лишь во второй половине мелекес-ского времени, в ходе мелекесской трансгрессии наблюдается смена обстано-вок шельфового мелководья на более глубоководные обстановки среднего шельфа На основании карты толщин башкирских отложений нужно отметить, что до перестройки структурного плана территории, произошедшей в пермском периоде, Озерное палеоподнятие было относительно изометрич-ным с более приподнятым восточным склоном, где отмечено уменьшение мощности отложений и преобладание фаций приливно-отливной равнины

В современном структурном плане свод поднятия отмечается в западной части, где в башкирское время получили наибольшее распространение фации отмелей, к которым приурочены отложения с наилучшими коллекторскими свойствами Карбонатные осадки зоны закрытого шельфа и приливно отливных равнин, а также зоны среднего шельфа характеризуются низкими значениями пористости и проницаемости, они слагают плотную часть разреза Комплексная интерпретация геолого-геофизических данных в карбонатных отложениях среднего карбона (рис 11,12) показала, что разрез представлен циклической толщей с закономерным чередованием по разрезу пород различных лито-генетических типов (ЛГТ)

Стратиграфическим горизонтам башкирского и серпуховского ярусов соответствуют определенные циклы с четко выраженными геофизическими реперами, в состав которых входят элементарные циклиты В идеальной последовательности ЭЛЦ имеют трехчленное строение и включают инициальную, трансгрессивную и регрессивную пачки Циклиты башкирского яруса имеют ярко выраженное асимметричное строение трансгрессивная пачка, входящая в их состав, имеет небольшую мощность и значительно уступает по толщине регрессивной Базальная часть циклитов (инициальная пачка) представлена органогенно-обломочными гравелитами и конгломератами верхнего шельфа Иногда при неполной последовательности инициальная пачка отсутствует, и циклит начинается сразу с трансгрессивной пачки,

(Ьерная площадь скважина ЛЬ 451

(Боковой каротаж, радиоактивный каротаж, каверномер, акустический каротаж, керя)

Рис. II. Геолого-геофизический разрез и фациальная цикличность карбонатных отложений башкирского яруса (Озерная пл., скв. 451)

_ЙадЮТь 104-17Л7.051_

РГД точки (м^сут) (17.07 об)

ВТ приток 1,0.1 грав-21.5 21.7 21.9 22.122;

НКТб, усл.ед.

9.8 13 16,2 19,4 21,С

^ БК (Ом*м^

РИ приток (См/м)

о 1р 20 зо з:

СТД приток (усл.ед.)

ДС.м

210 230 250 270 260

1*45 3

«к

Рис. 12. Геолого-геофизический разрез и фа1(иальная цикличность карбонатных отложений башкирского яруса (Озерная пл. скв. 527)

I

г

I

I

для которой характерны низкие значения пористости и проницаемости Определяющее значение в строении циклита играет его регрессивная часть, представленная определенным ЛГТ пород или их взаимосвязанным комплексом

В результате анализа данных ГИС и керна проведена межскважинная корреляция разреза, установлены типы коллекторов и изменение коллек-торских свойств по пластам и циклам

В продуктивной толще выделены пласты Бш (пачки Бш1, Бш2, БшЗ) и Срп Выделение в разрезе продуктивных пластов и коллекторов сложного строения проведено на основании данных керна, нормализации кривых РК-БК-АК и расчета параметра приточности Ке по записи полного волнового пакета В мелекесском горизонте выделены два цикла, к верхним частям которых приурочены пласты Бш1 и Бш2 Пласт БшЗ состоит из двух циклов, стратиграфически приуроченных к черемшанскому и прикамскому горизонтам В результате работ была проведена корреляция по скважинам башкирско-серпуховской продуктивной толщи, и на ее основе построен геологический разрез с привлечением всех имеющихся данных (рис 13) Анализ нефтена-сьпценных толщин и распределения сложных коллекторов по месторождению показал, что наибольшие нефтенасыщенные толщины коллекторов приурочены к сводовой части поднятия, а зоны наиболее интенсивной трещиноватости и кавернозности оконтуривают поднятие и связаны с бортовыми частями разреза (рис 14) Исследования ГИС-контроля, проведенные в добывающих скважинах башкирского яруса, показали что в скважинах высокопродуктивной зоны (фации отмелей) работают практически все проницаемые про-пластки с высокой отдачей (см рис 12) Обводнение скважин, расположенных в центре залежи, было вызвано наличием заколонного перетока по системе вертикальных трещин из водонасыщенной части разреза и развитием в зоне ВНК трещинно-кавернозной зоны

Таким образом, при изучении башкирских отложений Озерного месторождения получены следующие результаты

- выделены различные фациальные зоны, отличающиеся специфическими условиями седиментации, для каждой фациальной зоны характерны свой набор ЛГТ карбонатных пород и их устойчивые закономерные последовательности, образующие циклиты различных типов,

-в пределах контура башкиро-серпуховской залежи в современном структурном плане пластов Бш2-БшЗ развиты преимущественно две фациальные зоны - зона приливно-отливных равнин (восточная) и зона отмелей мелководного шельфа (западная),

- так как в строении каждой из этих фациальных зон принимают участие циклы с определенными ФЕС, каждая из зон характеризуется своей продуктивностью,

- в строении пласта Бш1 на месторождении не установлено фациальной зональности, пласт сложен однообразной толщей низкопроницаемых и плотных известняков среднего шельфа Водорослевые известняки, слагающие пористые слои Бш1 небольшой мощности, распределены по площади без определенной закономерности

Условнь1е обозначения:

- интервал перфорации

- интервал притока

ш- нефтенасыщенны й

коллектор ■1- водонасыщенный коллектор

~т1- плотные породы ■«—-цементный мост

Рис. 13. Сводный геологический разрез башкиро-серпуховских отложений по линии скв. 529-533-47-523-509-508-506-41-502 (Озерное месторождение)

Условные обозначения: • номер скважины эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Бш изопахиты

а

Условные обозначения: 4з_ - номер скважины с«| -охвата

трещиноватостью и кавернозностью

" изолинии охвата трещиноватостью и кавернозностью

зона наиболее интенсивной трещиноватости и кавернозности

Рис. 14. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин (а), охвата трещиноватостью и кавернозностью (б) продуктивной толщи башкирского яруса (Озерное месторождение)

Цикличность турне-франских отложений

Турнейский и девонский век по разнообразию физико-географических обстановок и их смене во времени и пространстве является одним из самых сложных в геологической истории региона Эта сложность обусловлена, во-первых, сильной дифференциацией тектонических движений и их значительной амплитудой в зонах прогибания, во-вторых, с наличием зоны Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП), к бортам которой приурочено развитие рифогенных отложений, с которыми связаны промышленные залежи нефти и газа Высокие коллекторские свойства рифов связаны обычно с предвизейским подъемом всей территории и выходов этих массивов на поверхность чем выше был подъем, тем больше зона фильтрации и, следовательно, карстообразования Одновременно предвизейский размыв уничтожал, местами полностью, турнейские отложения (Ю И Кузнецов, 1970, В М Проворов, 1977, К С Шершнев, 1971, С А Винниковский, 1977, Э К Сташкова, Н В Беляева, 2004 и др)

При восстановлении условий седиментации карбонатных отложений по геолого-геофизическим данным использовались следующие признаки литологические (такие, как вещественный состав), текстура и структура, наличие и тип пористости, описание керна и его стратиграфическая привязка Следует иметь в виду, что территориально, в пределах Пермского Прикамья франско-турнейские отложения формировались только в шельфовой части Поэтому под склоновым типом понимают не образования континентального склона, а отложения, накопленные в переходной зоне между мелководным шельфом и глубоководными депрессиями на шельфе

В качестве примера реконструкции условий осадконакопления карбонатных турне-франских отложений по геолого-геофизическим данным были выбраны рифогенные структуры, приуроченные к бортам ККСП (Гежская, Озерная, Аптугайская), где нефтяные залежи встречены в отложениях турне-франского ярусов

Анализ керновых данных на Гежском месторождении показал, что в конце франского века Гежский карбонатный массив представлял собой мелководную карбонатную платформу с мелкими водорослевыми биогермами В фаменский век на этом пьедестале формируется невыдержанно-слоистый комплекс отложений периодически осушавшейся карбонатной банки (известняки фораминиферо-комковатые, водорослевые и т д) Разнообразные текстуры фиксируют моменты формирования эрозионных и аккумулятивных элементов палеорельефа банки Карбонатные осадки, выведенные на поверхность при обмелении, подвергались разрушению и выщелачиванию, а возникший при разрушении плотных водорослевых известняков обломочный материал, перераспределялся в виде покровов и компенсировал отрицательные элементы рельефа Интервалы, разделяющие продуктивные пачки, образованы известняками водорослевыми, комковато-форамини-феровыми, комковатыми, сгустковыми, микрозернистыми Такие латераль-но менее изменчивые комплексы мелководных отложений формировались в периоды увеличения глубины бассейна

Совместный анализ данных ГИС-НИД-сейсморазведки позволяет отметить следующее (рис 15) Глинистость турне-фаменской толщи практически отсутствует, что отображено на кривых ГК минимальными показаниями По данным кавернометрии в отдельных интервалах отмечается увеличение диаметра скважины, при этом увеличение диаметра скважины связано не с кавернами, а с ориентированными (по данным НИД) на север-юг желобообразными вывалами, которые приурочены к самым плотным (по БК и НК) слабопроницаемым пластам известняка, способным растрескиваться в определенном направлении при значительных тектонических напряжениях пород

Учитывая связь желобообразных интервалов с самыми плотными частями разреза, можно использовать наличие желоба, как диагностический признак для выделения начала цикла Верхняя часть цикла (регрессивная) должна быть представлена более разуплотненными (трещинно-порово-кавернозными) породами Используя данную закономерность в турне-фаменских отложениях Гежской площади (скв 282), было выделено шесть циклов осадконакопления Выделенные циклы осадконакопления хорошо просматриваются в кривых БК, НК и ДС Каждому циклу соответствует часть разреза, отличающаяся указанными выше признаками Пачки нефтеносных коллекторов в принципе согласуются с каждым циклом, но их меньше, т к они выделены по Кп >7 %, а циклы - с К„ >3-5 %

Возраст карбонатных отложений турне-девонского возраста Озерного месторождения, вскрытый бурением и охарактеризованный материалами ГИС и керна, очень различный Так, во впадинах, за пределами рифового массива, вскрыты маломощные карбонатно-глинистые отложения турне-франского возраста депрессионного типа На повышенных участках фаменского палео-рельефа турнейские отложения отсутствуют или наблюдается сокращение их толщины Верхнефаменские отложения отмечены на склонах поднятия, на самом рифовом гребне разрез сложен нижнефаменскими отложениями

В результате детальной корреляции в разрезах фаменского яруса на поднятии выделены циклиты трансгрессивно-регрессивного характера Поскольку главный базисный корреляционный репер - доманиковые отложения, вскрытые малым количеством скважин, то основным репером при корреляции отложений явилась граница перерыва между франским и фаменским ярусами, выраженная по НК и БК максимальными значениями и наличием вертикального желоба по ДС (рис 16) Ниже репера в кровле франских отложений отмечается мощная карстовая зона, сформированная в период длительного перерыва осадконакопления между ярусами

Располагая ничтожно малым количеством керна во франской толще, невозможно детально расчленить карбонатную толщу на стратиграфические горизонты В результате детальной корреляции ГИС в разрезах франской толщи выделено четыре цикла трансгрессивно-регрессивного характера При этом их регрессивная часть значительно редуцирована, что может быть обусловлено наличием внутриформационных перерывов осадконакопления,

БК, Омм ГК. мк№ НГК, ус.ед. —42

А,В ЛТийд|5 РЕЗУЛЬТАТЫ о— 175-1851 ИНТЕРПРЕТАЦИИ

РИ2 А2 РИЗ ка

Рис. 15. Характеристика цикличности карбонатных турне-фаменских отложений по данным НИД-ГИС (Гежская пл., скв. 282)

№ 429

, Iохзвой, задиоз-тиеный ■ (.арьеднадер

Рис. 16. Геолого-геофизический папеопрофилъ по линии выравнивания терригенной кровли тиманского горизонта (Озерная пл., скв. 429-38-35)

трансгрессивная - представлена плотными известняками, обогащенными глинистой примесью Морфология поверхности рифового массива довольно точно отображается в папеоструктурном плане поверхности турне-фаменских карбонатов на конец башкирского века Внешнее рифовое кольцо и внутренний риф разделены лагуной, также имеющей кольцеобразное строение Такая четкая фациальная дифференциация рифового комплекса довольно тесно увязывается с палеотектоническими процессами и, в частности, с мегатрещино-ватостью Лучшими ФЕС обладают локальные депрессии как зоны повышенной дезинтеграции пород Коллекторские свойства турне-фаменской залежи нефти Озерного месторождения также определенным образом увязываются со структурно-фациальными зонами рифового комплекса

В качестве примера может служить карта нефтенасыщенных толщин, совмещенная со структурной картой поверхности турне-фаменской толщи, приведенная на рис 17 Из рисунка следует, что минимальные нефтенасы-щенные толщины соответствуют преимущественно зоне рифового гребня, максимальные - сосредоточены большей частью в депрессионных зонах или во внутренних склонах рифового обрамления УлучшеЙ^ши ФЕС обладают и внешние склоны рифового кольца

Карта нефтенасыщенных толщин карбонатных отложений турне-франского комплекса, построенная по результатам количественной интерпретации данных ТИС, показала связь ФЕС-коллекторов с фациальной принадлежностью Минимальные значения эффективных толщин отмечаются над рифовым гребнем, на склонах поднятия они увеличиваются и достигают максимальных значений в приливно отливном канале, что можно объяснить вторичными преобразованиями пород

По интерпретации акустических методов (АКПЗ) были выделены в разрезе скважин зоны трещиноватости и кавернозности На основании полученных результатов, можно сделать вывод, что трещиноватость наиболее интенсивно развита на склонах поднятия и в приливно-отливном канале (рис 17)

Данные ГИС-контроля по добывающим скважинам не противоречат установленным закономерностям Повышенные дебиты нефти отмечены в скважинах, расположенных в зонах локальных депрессий При исследовании скважин, расположенных ближе к своду поднятий, при хорошей корреляции пластов отмечается уменьшение эффективной мощности пластов и деби-тов по разрезу Таким образом, франско-турнейский резервуар (залежь) имеет сложное литофациальное строение, что обусловило его слоистое циклическое распределение зон разноемких коллекторов На основании интерпретации акустических методов ВАК и геовизора были выделены в разрезе скважин зоны трещиноватости и кавернозности, по которым можно сделать вывод, что трещиноватость наиболее интенсивно проявляется в области перегиба относительно выровненной поверхности сводовой части структуры и ее крутых склонов и в приливно-отливном канале, который, вероятнее всего, закладывался в зоне разлома фундамента и осадочного чехла Результатом комплексной интерпретации методов ГИС явилось составление прогнозной карты

Условные обозначения:

ш - номер скважины ").' - эффективная

нефтенасыщенная толщина, м

- изопахиты

~ - -внк

Шкала эффективной нефтенасыщенной толщины, м

1

а

Условные обозначения:

•ш - номер скважины о| -охват

трещиноватостью и кавернозностью

изолинии охвата трещиноватостью и кавернозностью

зона наиболее интенсивной трещиноватости и кавернозности

б

Рис. 17. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин (а), охвата трещиноватостью и кавернозностью (б) продуктивной толщи турне-фаменского возраста (Озерное месторождение)

коллекторов смешанного типа, на которой показано распределение эффективных нефтенасьпценных толщин порового коллектора, а также нанесена зона наиболее интенсивной трещиноватости и кавернозности Для рифогенных карбонатных отложений нижнего карбона и девона цикличность отложений связана с чередованием в разрезе плотных и проницаемых пачек пород Учитывая связь жеяобообразных интервалов с самыми плотными частями разреза в отложениях Предуральского прогиба, можно использовать наличие желоба как диагностический признак для выделения начала цикла

В пятой главе приведены методические основы фациально-циклического анализа по ГИС при моделировании и прогнозированию! залежей нефти и газа(15]

Процесс уточнения структуры продуктивных горизонтов и геометрии пластов коллекторов в целом отображается построением геологической модели Геологические модели залежей строятся на всех этапах геолого-разведочного процесса При их построении используются литолого-палеографические, геофизические, геохимические, гидродинамические и другие методы Важную роль при решении данной проблемы играют методы фациально-циклического анализа, а также литогенетический метод (Э Хэллем, 1983, Ю А Карогодин, 1974) В то же время из-за весьма ограниченного отбора керна при бурении скважин возможности литогенетического метода сильно ограничены Поэтому для изучения залежей широко привлекаются данные сейсмических методов и материалы ГИС, по интерпретации которых определяются литологиче-ский состав, глинистость, пористость, насыщенность осадочных пород При этом с генетической точки зрения в этом случае приходится решать задачу определения генетических последовательностей регрессивно-трансгрессивных серий терригенных пород или различных фациальных зон карбонатных отложений

Методика фациалъно-циклической интерпретации материалов ГИС с целью построения седиментационной модели залежи в общем случае, состоит из нескольких последовательных этапов

- межскважинная корреляция хроностратиграфических геофизических реперов, пластов-коллекторов и покрышек, а также выявленных однотипных фаций отложений,

- палеотектонический анализ, включающий построение структур-но-фациальных карт, карт мощностей песчаных коллекторов, фациально-палеогеоморфологических профилей,

- выделение седиментационных циклов и установление типа выявленной ловушки на основе сравнения ее генетической модели с типовыми моделями ловушки,

- сопоставление разномасштабных данных (керн, сейсморазведка, ГИС) в едином масштабе измерений - масштабе геологических моделей

При межскважинной корреляции любых типов разрезов важное значение имеет тот факт, что каждая залежь отличается по своему литологиче-скому составу, типу фаций и, следовательно, по геофизическим параметрам от вмещающих пород В связи с этим, если, например, исследуется рифовая карбонатная постройка в турне-франских отложениях, то по данным ГИС

изучают породы не только рифа, но и его подстилающие, вмещающие и покрывающие породы

В зависимости от литологических особенностей этих отложений для их изучения используют ту или иную интерпретацию данных ГИС Цитологический состав подстилающих рифовую постройку пород может быть самым разнообразным, что зависит от геологической истории развития дна бортовых частей палеобассейна В то же время фациально-литологический состав вмещающих (одновозрастных) риф пород в основном состоит из предрифовых (глинистые известняки) и зарифовых (мелководные известняки) фаций Состав покрывающих рифовое тело пород может быть глинистый (тер-ригенный), карбонатный или галогенный

Аналогичные проблемы перед методами ГИС стоят при изучении литологических ловушек, связанных с песчаными образованиями Ловушки в отложениях палеодельт являются чаще всего литологически ограниченными за счет, во-первых, распределения по площади и по разрезу различных фаций (русловые, лагунные, озерные и болотные) и, во-вторых, вследствие резких фациальных изменений при колебательных тектонических движениях, миграции русел, изменениях климата и др Покрышками для коллекторов хорошо отсортированных песчаных отложений русел, кос и баров служат глинистые отложения, не являющиеся коллекторами

Известен способ корреляции разрезов скважин по каротажным кривым (геофизическим реперам), основанный на вещественном составе пород (Д Л Степанов, 1979, С С Итенберг, 1972) При этом считают, что корреляцию разрезов близлежащих скважин лучше начинать с отождествления во всех исследуемых разрезах одного из опорных пластов, отчетливо прослеживающегося как по образцам пород, так и по материалам ГИС Однако если в качестве маркирующего пласта принимается песчаник или известняк, то эти образования редко являются одновременно осадками одного геологического времени по всей территории

Для корреляции лучше всего использовать временные стратиграфические единицы, под которыми понимают тонкие образования, относящиеся к строго определенному и, возможно, более краткому в геологическом смысле отрезку времени (Р Корделла, 1967) Им рекомендуется в качестве корреляционных горизонтов использовать пласты следующих типов битуминозные прослои, глинистые пласты, пропластки ангидритов в карбонатных отложениях Эти ограничения приводят к выводу, что сопоставление разрезов скважин следует проводить лучше всего по временным интервалам путем выделения в них хроностратиграфических поверхностей и соответствующих им циклов В начале анализируются все данные сейсмостратиграфического и фациально-циклического анализов, имеющиеся по исследуемому региону, с целью выделения глобальной и региональной составляющих осадконакопления Так, например, для Пермского Прикамья при детальном расчленении разреза палеозойского чехла выделено четыре макро-сейсмокомплекса (4 отражающих горизонта), среди которых, в зависимости от расположения иссле-

дуемой площади, выделяется различное число микро-сейсмокомплексов Далее по скважинным геофизическим материалам, разрезы которых необходимо скорректировать, выделяют циклиты различного ранга Это дает возможность уточнить сведения о глобальной и, главным образом, региональной составляющих формирования разреза, определенных на предыдущих этапах, и получить представление о локальной составляющей

При выделении циклитов в терригенном разрезе рекомендуется придерживаться энергетической концепции цикличности формирования различных литофаций, согласно которой начало каждого цикла связано с возрастанием энергии движения вещества Это отражается на литоло-гическом составе и зернистости осадков В начале каждого цикла отлагаются более крупнозернистые осадки песчаной или гравелитовой размерности, образовавшиеся под действием различного рода потоков (речных, вдольбереговых и др ) К концу циклов преобладают тонкие осадки, сформировавшиеся в пелитовой зоне

В карбонатных разрезах пласты неколлекторы, совпадающие с началом циклов карбонатной седиментации, приурочены к подошве, выделенных по каротажу циклов карбонатных пород При этом начало циклов, выделяемых по ГИС, должны быть увязаны с местными стратиграфическими разбивками разреза Выделенные циклиты должны быть скорректированы в разрезах исследуемых скважин в следующей последовательности Сначала прослеживаются макро-, мезо- и в последнюю очередь - элементарные циклиты Затем следует анализ визуальных характеристик каротажных кривых (величина и знак амплитуды кривой, особенности поведения) После чего проводится анализ пространственного распределения по площади различных типов фаций, выявленных фациальной интерпретацией ГИС

С целью оценки влияния коседиментационных и постседиментаци-онных тектонических процессов на формирование коллекторов нефти и газа проводится палеотектонический анализ, основанный на изучении изменения толщин стратиграфических пачек пород Теоретические и методические основы палеотектонического анализа на базе изучения толщин заложены В В Белоусовым (1937, 1962 г) При равномерном погружении дна осадочного бассейна велика вероятность, что толщины элементарных циклов одинаковы и их границы параллельны При корреляции разрезов в районах со сложным тектоническим строением необходимо обращать внимание на возможные повторения или выпадения части разреза Выбор стратиграфических границ, принимаемых за поверхности выравнивания, является весьма ответственным этапом

Основным признаком поверхностей выравнивания по данным ГИС являются выдержанные по толщине и составу литологические разности пород, имеющие площадное распространение Для условий Пермского Прикамья это обычно устойчивые сейсмические отражающие горизонты кровли башкирского яруса среднего карбона и кровли тульских терригенных отложений нижнего карбона Палеотектонический анализ кроме палеотектонических

разрезов, включает построение карт толщин стратиграфических горизонтов, которые наиболее наглядны и информативны, поскольку позволяют рассмотреть информацию в пределах всей изучаемой площади

Согласно принятой методологии обоснования геологической интерпретации данных геофизических методов модель фациально-циклического анализа следует разграничить на общую методику фациального анализа, которая строится на системном подходе количественной интерпретации данных ГИС и методические приемы (принципы) проведения фациально-циклического анализа, которые различаются в зависимости от литологического типа исследуемого разреза В терригенном разрезе к таким приемам можно отнести сравнение каротажных диаграмм комплекса ГИС с каротажными кривыми качественных и количественных генетических моделей с целью установления их сходства

После установления подобия аномалий с каротажными моделями фаций важно установить также направленность процесса осадконакопления (трансгрессивное или регрессивное залегание фаций) С этой целью анализируются аномалии, расположенные выше и ниже по разрезу изучаемого интервала На основании оценки типа фаций каротажных кривых с учетом направленности процесса осадкообразования, а также принимая во внимание местоположение скважины относительно вскрытого песчаного тела, производят более точную оценку типа фаций изучаемого терригенного разреза

При фациапьной интерпретации карбонатных разрезов выбирают направления профилей по исследуемой площади, которые могут обеспечить достоверное определение фациальных изменений в карбонатном массиве Устанавливается опорная скважина, вскрывшая изучаемый разрез на самую большую мощность Используя методические приемы комплексной интерпретации ГИС (нормализация, сопоставление К„, Кгл и др ), определяют литологический состав, тип пористости и характер насыщенности исследуемых карбонатных пород Сравнивают фактические количественные модели с типовыми для генетических карбонатных фаций с целью установления их сходства и идентичности карбонатных фаций Здесь же должны быть привлечены сведения по геологическим и технологическим исследованиям в процессе бурения, результаты палеотектони-ческих и сейсмосгратиграфических анализов

По совокупности результатов определения фаций по всем методам производят оценку фациапьной принадлежности карбонатных отложений Аналогично производится интерпретация данных скважин по линиям карбонатных профилей Здесь важно установить формы залегания и распространения по площади и вертикали различных генетических типов и групп фаций карбонатных пород На основании результатов, полученных во всех исследуемых скважинах, производится окончательная оценка типа фаций в том или ином интервале исследуемого разреза

Основные выводы и рекомендации

В работе обоснована научная проблема и решен ряд задач, имеющих важное значение для нефтепромысловой геологии, создание комплексной системы изучения и прогнозирования фаций в разрезе скважин геолого-геофизическими методами

1 Разработаны методические основы фациально-циклической интерпретации материалов ГИС для различных типов разрезов- нового направления в области обработки и интерпретации геологической и промыслово-геофизической информации _

2 Установлено, что для определения литологии и сложной структуры порового пространства коллекторов необходимо применение современных методов и комплексных компьютеризованных технологий как одной из основных частей фациально-циклического анализа —

3 Выделены различные группы фаций в составе визейской и девонской тер-ригенной толщи по данным ГИС-НИД-керн, среди которых ведущая роль принадлежит континентальным, представленным осадками аплювиально-русловых (АР), аллювиально-пойменных (АП), озерно-болотных (ОБ) и болотных (Б) фаций _

4 Проведена целенаправленная корреляция терригенных разрезов с использованием метода фациально-циклического анализа, которая позволила расчленить терригенную толщу на циклы и обеспечить более обоснованный прогноз расположения нефтяных залежей

5 Установлено, что карбонатные породы в продуктивных частях разрезов отличаются большим разнообразием типов пористости, резкой изменчивостью физических свойств Совместное рассмотрение результатов ГИС, пластовой наклонометрии и акустического каротажа с записью полного волнового пакета позволяет разделить пласты-коллекторы по типу пористости и определить в них направление трещиноватости

6 Установлено, что для терригенно-карбонатных разрезов среднего карбона, сформированных в мелководно-морских фациях, циклы имеют двучленное строение известковистый аргиллит - известняк, мергель - известняк, реже трехчленное аргиллит - известняк - глинистый доломит, которые являются по типу аналогами проциклитов, т к направленность процесса осадконакопления у них выражена в увеличении карбонатности Коллекторы в них приурочены к верхним частям циклов, представленных карбонатными породами с преимущественно поровым, реже трещинно-поровым типом пористости

7 В чистом карбонатном разрезе цикличность отложений связана с чередованием в разрезе плотных (трансгрессивных) и проницаемых (регрессивных) пачек пород Критерием надежности результатов корреляции карбонатных отложений по циклам служит закономерная связь приуроченности коллекторов к верхним частям циклов Установлена связь желобооб-разных вывалов с самыми плотными частями разреза Это позволяет использовать наличие желоба как диагностический признак для выделения начала цикла

8 Для скважин Предуральского прогиба характерна закономерная направленность желобов север-юг На платформенных площадях наличие ориентированных желобов отмечается значительно реже Искусственная трещино-ватость, образующаяся при гидроразрыве пласта, совпадает по направлению с ориентацией желобообразных вывалов по скважине Эта информация может использоваться при планировании мест расположения скважин для повышения эффективности добычи нефти

9 Выделение седиментационных циклов имеет принципиально важное значение в процессе построения геологической модели Геологическая модель объекта подсчета запасов или разработки месторождения включает несколько седиментационных циклов, для каждого из которых по геолого-геофизическим данным определяются коллекторские свойства продуктивного пласта и зоны его замещения

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

Монография

1 Губина А И Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин / под ред В М Ново-селицкого - Пермь, 2007 - 270 с

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК ( 1975 -2007 )

2 Губина А И Результаты опробования метода продавливания бурового раствора на площадях Пермского Прикамья / А И Губина, Ю В Кустов, Г 3 Гиниятов, БА Семенов//Нефт хоз-во -1975 -№ 12 -С 63-65

3 Губина А И Использование параметров акустических волн для выделения проницаемых пластов в карбонатных разрезах / А И. Губина, Ю В Кустов, Г 3 Гиниятов, Ж А Поздеев//Нефт хоз-во -1977 -№11 -С 55-58

4 Губина А.И Формирование зоны проникновения в карбонатных коллекторах Пермского Приуралья !ЮА Кустов, Г 3 Гиниятов, Ж А Поздеев // Геология нефти и газа. - 1978 12 - С 57-60

5 Губина А И Выделение зон ухода бурового раствора по данным акустического каротажа / А И Губина, Г 3 Гиниятов, Ю В Кустов, Б А Семенов, Ж А Поздеев//Нефт хоз-во -1981 -№ 1 -С 19-20

6 Губина А И Влияние желобообразных нарушений стенок скважины на показания методов ГИС / А И Губина, И Н Жуланов, Г 3 Гиниятов // Каротаж-ник -1997 -№36 -С 39-43

7 Губина А И Оценка текущей нефтенасыщенности и динамического состояния пластов / А И Губина, Г 3. Гиниятов, В Б Соколов, А К Трубин // Геофизика.-2000-Спец вып - С 125-127

8 Губина А И О деформациях горных пород и связанных с ними особенностями развития трещинных зон / А И Губина, И Н Жуланов, П Н Гуляев И Геофизический вестник -2005 -№ 7 - С. 13-16

9 Губина А И Деформация пород, их проявление в скважинах и влияние на показания методов ГИС / А И Губина, И Н Жуланов, П Н Гуляев // Геофизический вестник -2005 -№8 -С 9-11

10 Губина А И Опыт применения спектрального гамма-каротажа для решения геологических задач в разрезах Пермского Прикамья / А И Губина, А В Балдин, Е С Найданова, А И Лысенков // Каротажник - 2007 - № 1 (154) - С 9-20

11 Губина А И Применение комплекса нейтронных методов на нефтегазовых месторождениях Пермской области / А И Губина, А И Лысенков, В А Лысенков//Каротажник -2007 - №3(156) -С 22-37

12 Губина А И Расчленение и корреляция осадочных толщ Пермского Прикамья по геофизическим данным на основе фациально-циклического анализа //Нефт хоз-во -2007 -№6-С 32-36

13 Губина А И Системное комплексирование геолого-геофизической информации для определения фациальной цикличности осадочных толщ Н Нефтепромысловое дело -2007 -№10 -С 4-7

14 Губина А И Фациальная цикличность карбонатных рифогенных позд-недевонских построек Соликамской депрессии и методы ее изучения по геолого-геофизическим данным //Нефтепромысловое дело -2007 -№11 -С 10-14

Другие публикации

15 Губина А И Методические рекомендации по проведению исследований и интерпретации данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору в комплексе ядерно-геофизических методов для оценки нефте- и газонасыщенности коллекторов / А И Губина, А И Лысенков - Октябрьский ВНИИГИС, 2007 -41 с

16 Губина А И Характеристика различных типов карбонатных коллекторов с использованием акустического метода / А И Губина, Ю В Кустов, Г 3 Гиниятов, Б А Семенов, Т Н Фурса // Геология, поиски и разведка месторождений горючих полезных ископаемых - Пермь, 1979 - С 52-57 - (Тр Пермский политехи ин-т)

17 Губина А И Контрольные скважины Обустройство и применение с целью повышения качества ГИС СШ 0147700-055-81 / А И Губина, Б А Семенов, ЮВ Кустов,ГЗ Гиниятов - Пермь Пермнефтегеофизика, 1981 -30с

18 Губина А.И Совершенствование комплекса геофизических исследований для выделения коллекторов и литологического расчленения разреза. / А И Губина, Н Л Горбач, А Г Деревянко, И Н Жуланов, Ю В Кустов, Б И Лызов, 3 И Молочников, АД Савич, С Л Элькинд, В Л Широких // Поиски, разведка и разра-

ботка нефтяных и газовых месторождений Западного Урала и Приуралья - Пермь, 1983 -С 13-14 (Тезисы докп науч-техн конф)

19 Губина А И Временные методические указания по проведению и интерпретации плотносгного гамма-гамма каротажа и компенсационного нейтронного каротажа в условиях Пермского Прикамья РД 0147700-02-011-84 / А И Губина, Б H Клопский, Б И Лызов -Пермь Пермнефтегеофизика, 1984 -48 с

20 Губина А И К вопросу повышения эффективности промыслово-геофизических исследований в Пермском Прикамье / А И Губина, В А Леонтьева, В Л Широких, Б А Семенов II Проблемы комплексного освоения нефтяных и газовых месторождений - Пермь, 1984 - С 45 (Тезисы докл науч -техн конф )

21 Губина А И Интерпретация данных наклонометрии с помощью ЭВМ // Автоматизация приемов обработки геофизической информации при поисках нефти и газа-Пермь, 1986 -С 43 (Тезисыдокл науч-техн конф)

22 Губина А И Количественная оценка параметров пластов по промыслово-геофизическим данным / А И Губина, Г 3 Гиниятов, H Б Уточкина // Геофизические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. - Пермь, 1987 - С 114-117 (Тр Пермский гос ун-та)

23 Губина А И Возможности оценки элементов залегания горных пород по данным пластового наклономера / А И Губина, А Д Савич // Ускорение научно-технического прогресса при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений - Пермь, 1987 - С 42-43 (Тезисы докл науч -техн конф )

24 Губина А И Методические рекомендации по использованию пластовой наклонометрии и скважинного акустического телевизора САТ-2 для выделения трещинных коллекторов и определения элементов залегания пластов. РД 014770002-078-88 -Пермь Пермнефтегеофизика, 1988 -27с.

25 Губина А И Инструкция по приемке и оценке качества материалов наклонометрии скважин РД 0147700-02-079-88 - Пермь. Пермнефтегеофизика,

1988 -30 с

26 Губина А И Применение контрольной скважины для повышения достоверности результатов пластовой наклонометрии П Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений - Пермь,

1989 - С 42 (Тезисыдокл науч-техн конф)

27 Губина А И Определение ориентации эллипсовидности ствола геологической скважины по данным наклонометрии и скважинного телевизора в разрезах Пермского Прикамья // Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений -Пермь, 1989 - С 49 (Тезисы докл науч -техн конф )

28 Губина А И Определение характера строения порового пространства карбонатных коллекторов по данным наклонометрии и скважинного телевизора в разрезах Пермского Прикамья / А И Губина, И H Жуланов, Г 3 Гиниятов, В А Леонтьева // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений -Пермь, 1989 - С 175-180 (Тр Перм политехи ин-та)

29 Губина А И Методические рекомендации по использованию метода фациально-циклического анализа для изучения строения визейской терриген-

ной толщи Пермского Прикамья РД 0147700-02-108-90 / А.И. Губина, В И Пахомов, В С Беклемышев - Пермь Пермнефтегеофизика, 1990 -172 с

30 Губина А И Определение возможностей изучения условий осадко-накопления по данным пластового наклономера в условиях Пермского Прикамья / А И Губина, Г 3. Гиниятов, В А Леонтьева // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений - Пермь, 1990 — С 147-153 (Тр Перм политехи ин-та)

31 Губина А И Выделение трещинных коллекторов с пониженным пластовым давлением по замерам амплитуды продольных волн до и после соляно-кислотной обработки пласта / А И Губина, Ю В. Кустов, Г 3 Гиниятов, Б А Семенов // Разведочная геофизика. -1979 - № 95 - С 130-131

Подписано в печать/^ 0i2OO8 Формат 60x90/16 Уел печ л 3,12 Тираж 100 экз Заказ 689-2/2007 Издательский дом «Пресстайм» Адрес 614025, Пермь, ул Героев Хасана, 105

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Губина, Августа Ивановна

Введение. Общая характеристика работы.

Глава 1. Геофизическая фациально-циклическая диагностика осадочных толщ на основе системного комплексирования разноуровенной информации.

1.1. Системное комплексирование геолого-геофизической информации для оценки фациальной цикличности осадочных толщ.

1.2. Основные этапы развития фациально-циклического анализа и его роль при моделировании залежей углеводородов.

Глава 2. Направления развития технологий и интерпретации данных ГИС и их использование для решения геологических задач.

2.1. Спектрометрические радиоактивные методы.

2.1.1. Спектрометрия естественного гамма излучения.

2.1.2. Спектрометрический нейтронный гамма-каротаж.

2.2. Сканирующий боковой каротаж.

2.3. Акустические исследования.

2.3.1. Акустический каротаж по приточным зонам.'.

2.3.2. Скважинный акустический телевизор.

2.3.3. Глубинное акустическое зондирование.

2.4. Пластовая наклонометрия.

2.4.1. Изучение характера строения порового пространства

2.4.2. Определение структурного наклона.

2.4.3. Выделение напряженных интервалов пород и определение направления бокового горного давление.

2.5. Программные средства обработки стандартного комплекса

2.6. Контрольная скважина как основа повышения достоверности ГИС.

Глава 3. Закономерности строения осадочного палеозойского комплекса Пермского Прикамья по геолого-геофизическим данным на основе фациально-циклического анализа.

3.1. Тектоника и нефтегазоносность палеозойских отложений.

3.2. Методика фациально-циклической интерпретации данных

ГИС терригенных разрезов.

3.2.1. Цикличность нижнепермских отложений.

3.2.2. Визейские терригенные отложения нижнего карбона.

3.2.2.1. Примеры реконструкции условий осадконакопления визейских терригенных отложений на площадях Пермского Прикамья по данным ГИС.

3.2.2.2. Методика экспрессного фациально-циклического анализа с целью выявления потенциальных направлений фильтрационных потоков.

3.2.3. Девонские терригенные отложения.

3.2.3.1. Реконструкция условий осадконакопления девонских терригенных отложений по геолого-геофизическим данным на Гарюшкинской площади.

Глава 4. Методика расчленения и корреляции карбонатных разрезов.

4.1. Цикличность нижнемосковских отложений.

4.2. Цикличность башкиро-серпуховских отложений.

4.2.1. Пример реконструкции условий осадконакопления башкирских карбонатных отложений по геолого-геофизическим данным на Озерной площади.

4.3. Цикличность турне-фаменских отложений.

4.3.1. Примеры реконструкции условий осадконакопления карбонатных турне-франских отложений по геологогеофизическим данным.

Глава 5. Методические основы фациально-циклического анализа по ГИС при моделировании и прогнозировании залежей нефти и газа

5.1. Совершенствование методов межскважинной корреляции геологических разрезов.

5.2. Принципы фациально-циклического анализа геофизических методов и их использование при моделировании и прогнозировании залежей нефти и газа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин"

Актуальность темы. В настоящее время геологические модели являются не только основой для разработки месторождений, но и приобретают самостоятельное значение — на их основе делаются подсчеты геологических запасов. Поэтому очень важное значение имеет достоверность создаваемых моделей, доказательством которой являются научно-обоснованный подход и знание законов палеоседиментации, смены фациальных условий, цикличности осадконакопления, закономерностей распространения разных фаций. Цитологический состав, строение и условия образования горных пород находятся во взаимодействии и единстве и выражаются рядом качественных и количественных признаков. Физические свойства горных пород количественно выражают эти признаки и могут быть измерены дистанционно при проведении геофизических исследований скважин (ГИС). Следовательно, параметры физических полей содержат в себе большой объем геологической информации, в том числе по условиям осадконакопления горных пород. Соответствующие пористость и проницаемость пород-коллекторов, требуемые для аккумуляции экономически извлекаемых углеводородов в песчаных телах, рифовых постройках и других, тесно связаны с определенными генетическими типами фаций и историей развития эпигенетических процессов. Очевидно, что комплексное изучение методами ГИС взаимосвязей между генетическими типами фаций, развития постседиментационных процессов, распространения коллекторов тесно связано с выделением в разрезе продуктивных пластов.

В связи с этим разработка научно-методических основ фациальной и циклической интерпретации данных ГИС, является актуальной задачей проблемы повышения качественного уровня геологических моделей месторождения и, в целом, геологической науки.

Цель работы - разработка научно обоснованных основ фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин, совокупность которых позволит решать важную научнотехническую проблему создания геологических моделей залежей и прогноза развития коллекторов.

Основные задачи диссертационных исследований:

- разработка модели системного комплексирования разноуровенных геофизических методов для изучения фациальной цикличности осадочных толщ;

- проведение анализа существующих моделей каротажных фаций и их использование при моделировании залежей углеводородов;

- анализ результатов внедрения новых методов ГИС для оценки литоло-гического состава, коллекторских свойств отложений как одной из основных частей фациально-циклического анализа;

- выявление закономерностей строения осадочного палеозойского комплекса на территории Пермского Прикамья по геолого-геофизическим данным на основе фациально-циклического анализа;

- изучение цикличности карбонатных рифогенных фаций позднедевон-ского возраста для выделения проницаемых зон и анализа закономерностей их развития;

-разработка методических приемов проведения фациально-циклического анализа терригенных и карбонатных отложений с целью построения геологической модели залежи и прогноза развития коллекторов.

Методы исследований. Поставленные задачи решались с применением знаний в области геологии и геофизических исследований скважин, системного подхода и разработок аппаратурных и методико-программных средств, проведения опытно-методических работ и экспериментальных исследований как на моделях, так и в скважинах, обобщения и анализа полученных результатов, апробации новой аппаратуры и методик в производственных условиях и оценки геологической эффективности путем сравнения с данными других геофизических методов.

Научная новизна

1. Предложена модель системного комплексирования разноуровенных геолого-геофизических методов для определения фациальной цикличности осадочных толщ, позволяющая познавать разномасштабную фациальную цикличность осадочных толщ, понимать закономерную взаимосвязь разноуровневых параметров и их различную информативность [ 64 ].

2. Впервые построены модели нефтегазоносных залежей и выделены участки распространения коллекторов по физическим параметрам, полученным по геолого-геофизическим данным для разных фаций осадочных толщ

51,54, 55, 60].

3. Впервые по данным ГИС установлена цикличность карбонатных отложений. Доказано, что даже в рифогенных образованиях, слагающих рифы и биогермы, которые, по сложившемуся мнению, имеют массивное строение, удается выделять циклы и, используя цикличность разрезов, проводить корреляцию рифовых, предрифовых и зарифовых фаций при построении геологической модели месторождения [ 63, 65].

4. Впервые установлено, что при бурении низкопористых карбонатных пород в Предуральском прогибе формируется зона интенсивных вертикальных желобов, связанная с напряженным состоянием пород и фациальной цикличностью отложений [48, 53, 65].

5. Предложены методики интерпретации данных новых геофизических методов, что позволило разделить пласты по типу коллектора и установить закономерности их распространения в зависимости от фациальной принадлежности отложений [ 46, 47, 50, 54, 57, 58,62, 79, 80 ].

Основные защищаемые положения

1. Концепция построения модели оценки фациальной цикличности осадочных толщ, которая базируется на системном подходе к интерпретации разноуровенных геолого-геофизических методов.

2. Комплексная компьютеризованная технология проведения исследований современными геофизическими методами, позволяющая определять литологический состав и сложную структуру порового пространства, является необходимым этапом фациально-циклического анализа.

3. Литолого-стратиграфическая корреляция терригенных отложений, основанная на принципах фациально-циклического анализа, что позволяет устанавливать условия осадконакопления, прогнозировать развитие коллекторов и строить модели нефтегазоносных залежей.

4. Цикличность отложений в карбонатном разрезе, связанная с чередованием в разрезе плотных (трансгрессивных) и проницаемых (регрессивных) пачек пород, позволяющая устанавливать приуроченность коллекторов к верхним (регрессивным) частям циклов, при этом с наличием желоба в низкопористых карбонатных породах в Предуральском прогибе, может использоваться как диагностический признак для выделения начала цикла.

Практическая ценность работы

Практическая значимость положений, выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации, заключается в том, что они позволяют повысить геологическую и экономическую эффективность исследований на основе комплексного использования геолого-геофизических сведений об изучаемом разрезе и устанавливать по ним модели залежей, тип структуры порового пространства коллекторов и условия их образования.

В работе проведен анализ существующих и предлагаются новые критерии оценки фаций и седиментационной цикличности по данным геолого-геофизических исследований скважин, установлены закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов различного литологиче-ского состава, их неоднородности и структуры порового пространства в зависимости от типа фаций, разработаны методические приемы прогнозирования коллекторов для различных типов разреза. Анализ и обобщение геологических моделей терригенных, карбонатно-глинистых и рифогенных фаций и их классификация выполнены применительно к целям фациальной интерпретации геолого-геофизических данных.

Обоснованность и достоверность результатов, полученных в диссертационной работе, подтверждены при проведении скважинных исследований в разных геолого-технологических условиях, а также завершенными научно-исследовательскими работами по внедрению программно-управляемых комплексных скважинных приборов, компьютерных технологий обработки и интерпретации геофизических исследований.

Реализация результатов работы

Основные результаты диссертации внедрены в ЗАО ПИТЦ «Геофизика» и ОАО «Пермнефтегеофизика» при проведении геолого-геофизической интерпретации материалов ГИС в разрезах на землях Пермского Прикамья. Разработка и внедрение новых геофизических методов и технологий позволили создать методические руководства (МР) и руководящие документы (РД) по эффективной интерпретации геолого-геофизического материала:

- РД «Методические рекомендации по использованию пластовой накло-нометрии и скважинного акустического телевизора САТ-2 для выделения трещинных коллекторов и определения элементов залегания пластов»;

-РД «Инструкция по приемке и оценке качества материалов наклоно-метрии скважин»;

- РД «Методические рекомендации по использованию метода фациально-циклического анализа для изучения строения визейской терригенной толщи Пермского Прикамья»;

-РД «Временные методические указания по проведению и интерпретации плотностного гамма-гамма каротажа и компенсационного нейтронного каротажа в условиях Пермского Прикамья»;

- МР «Методические рекомендации по проведению исследований и интерпретации данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа по хлору в комплексе ядерно-геофизических методов для оценки нефте-и газонасыщенности коллекторов»;

- СТП «Контрольные скважины. Обустройство и применение с целью повышения качества ГИС» (стандарт предприятия).

Разработанные методические рекомендации частично переданы в родственные организации ПО «Башнефтегеофизика», ПО «Ставропольнефтегео-физика», ПО «Западнефтегеофизика», ПО «Узбекгеофизика».

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований по теме диссертации неоднократно докладывались на различных научных конференциях, опубликованы в научных изданиях. Результаты работ доложены и обсуждены на всесоюзной научно-технической конференции: «Новые геофизические технологии исследования скважин» АО НПЦ «Тверьгеофизика» (Тверь, 1999), на региональных научно-технических конференциях: «Поиски, разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений Западного Урала и Приуралья» (Пермь, 1983), «Автоматизация приемов обработки геофизической информации при поисках нефти и газа» (Пермь, 1986), «Ускорение научно-технического прогресса при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений» (Пермь, 1987), «Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений» (Пермь, 1989), на ежегодных научно-практических конференциях «Внедрения новых технологий и методов с целью повышения геологической эффективности исследований скважин» в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Пермь, 2002-2006).

РД «Методические рекомендации по использованию пластовой наклоно-метрии и скважинного акустического телевизора САТ-2 для выделения трещинных коллекторов и определения элементов залегания пластов» демонстрировался на ВДНХ (Москва, 1989).

Основная часть работ, изложенных в диссертации, выполнена автором в ходе опытно-методических исследований в ОАО «Пермнефтегеофизика» по 15 темам (1975-2000 г.г. ). Изучены возможности геофизической аппаратуры акустического, электрического и радиоактивного методов для условий Пермского Прикамья. Выполненные исследования вошли в научные отчеты, написанные при участии автора в качестве ответственного исполнителя. Подготовленные на основе указанных исследований при непосредственном участии автора методические рекомендации по оценке емкостных свойств сложных коллекторов и классификации отложений по вещественному составу были приняты к внедрению в производство.

По части выполненных работ защищена кандидатская диссертация в 1991 году.

С 2001 года под руководством автора проводилось внедрение новых методов и технологий ГИС при исследовании обсаженных скважин. Опробованы и внедрены в производство спектральные радиоактивные методы, подготовлены методические рекомендации по проведению и интерпретации данных методов.

За творческое сотрудничество, ценные советы и помощь в проведении исследований автор выражает глубокую благодарность руководству и всем сотрудникам предприятий ОАО «Пермнефтегеофизика» и ООО ПИТЦ «Геофизика», принимавшим участие в этих работах.

Публикации. Для подготовки диссертации использованы результаты исследований соискателя, опубликованные в 1 монографии, 31 научных публикациях, в том числе в 13 изданиях, рекомендованных ВАК, в 6 методических руководствах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, выводов и рекомендаций и списка использованной литературы из 242 наименований. Она изложена на 335 страницах, включая 107 рисунков и 8 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Губина, Августа Ивановна

Выводы и рекомендации

В работе обоснована научная проблема и решен ряд задач, имеющих важное значение для нефтепромысловой геологии, создание комплексной системы изучения и прогнозирования фаций в разрезе скважин геолого-геофизическими методами:

1. Разработаны методические основы фациально-циклической интерпретации материалов ГИС для различных типов разрезов- нового направления в области обработки и интерпретации геологической и промыслово-геофизической информации.

2. Установлено, что для определения литологии и сложной структуры по-рового пространства коллекторов необходимо применение современных методов и комплексных компьютеризованных технологий как одной из основных частей фациально-циклического анализа.

3. Выделены различные группы фаций в составе визейской и девонской терригенной толщи по данным ГИС-НИД-керн, среди которых ведущая роль принадлежит континентальным, представленным осадками аллювиально-русловых (АР), аллювиально-пойменных (АП), озерно-болотных (ОБ) и болотных (Б) фаций.

4. Проведена целенаправленная корреляция терригенных разрезов с использованием метода фациально-циклического анализа, которая позволила расчленить терригенную толщу на циклы и обеспечить более обоснованный прогноз расположения нефтяных залежей.

5. Установлено, что карбонатные породы в продуктивных частях разрезов отличаются большим разнообразием типов пористости, резкой изменчивостью физических свойств. Совместное рассмотрение результатов ГИС, пластовой наклонометрии и акустического каротажа с записью полного волнового пакета позволяет разделить пласты-коллекторы по типу пористости и определить в них направление трещиноватости.

6. Установлено, что для терригенно-карбонатных разрезов среднего карбона, сформированных в мелководно-морских фациях, циклы имеют двучленное строение: известковистый аргиллит - известняк, мергель - известняк, реже трехчленное: аргиллит - известняк - глинистый доломит, которые являются по типу аналогами проциклитов, т.к. направленность процесса осадконакопления у них выражена в увеличении карбонатности. Коллекторы в них приурочены к верхним частям циклов, представленных карбонатными породами с преимущественно поровым, реже трещинно-поровым типом пористости.

7. В чистом карбонатном разрезе цикличность отложений связана с чередованием в разрезе плотных (трансгрессивных) и проницаемых (регрессивных) пачек пород. Критерием надежности результатов корреляции карбонатных отложений по циклам служит закономерная связь приуроченности коллекторов к верхним частям циклов. Установлена связь желобооб-разных вывалов с самыми плотными частями разреза. Это позволяет использовать наличие желоба как диагностический признак для выделения начала цикла.

8. Для скважин Предуральского прогиба характерна закономерная направленность желобов север-юг. На платформенных площадях наличие ориентированных желобов отмечается значительно реже. Искусственная трещи-новатость, образующаяся при гидроразрыве пласта, совпадает по направлению с ориентацией желобообразных вывалов по скважине. Эта информация может использоваться при планировании мест расположения скважин для повышения эффективности добычи нефти.

9. Выделение седиментационных циклов имеет принципиально важное значение в процессе построения геологической модели. Геологическая модель объекта подсчета запасов или разработки месторождения включает несколько седиментационных циклов, для каждого из которых по геолого-геофизическим данным определяются коллекторские свойства продуктивного пласта и зоны его замещения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Губина, Августа Ивановна, Уфа

1. Абрикосов И. X. Нефтегазоносность Пермской области / М.: Гостоп-техиздат, 1963. 211 с.

2. Азаматов В. И. Методы изучения неоднородностей коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа / В. И. Азаматов и др.. М.: Недра, 1976.-216 с.

3. Аксенов А. А. Критерии и методики прогнозирования карбонатных отложений / Аксенов А. А. и др.. — М.: Недра, 1986. — 136 с.

4. Аксельрод С.М. Панорамные изображения стенок скважин / С.М. Ак-сельрод // Каротажник. 2004. — № 121.-С. 107-144.

5. Александров Б. Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами / М.: Недра, 1979. 200 с.

6. Алексеев Г. И. Методы изучения уплотнения терригенных пород при палеогеологических реконструкциях / Г. И. Алексеев и др.. М.: Наука, 1982.- 144 с.

7. Алексеев В. П. Классический литолого-фациальный анализ как базовый метод при изучении состава, строения и условий формирования ранне-мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты / В. П. Алексеев // Докл.У1 НТК (ХМАО). 2003. - Т.1. - С. 145-153.

8. Аллисон А. Геология; пер. с англ. / А. Аллисон, Д. Палмер; под ред. Ю. Г. Леонова. М.: Мир, 1984. - 567 с.

9. Алексеев Ф.А. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных месторождений / ФА. Алексеев и др.. М.: Недра, 1978. - С. 78-107.

10. Литологическая интерпретация геофизических материалов при поисках нефти и газа / В. А. Бабадаглы и др.. М.: Недра, 1988. - 256 с.

11. Багринцева К. И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа / М.: Недра, 1999. 285 с.

12. Багринцева К. И. Трещиноватость осадочных пород / М.: Недра, 1982.-240 с.

13. Бакиров А. А. Литолого-фациальный и формационный анализ при поисках и разведке скоплений нефти и газа / А. А. Бакиров, А. К. Мальцева. -М.: Недра, 1985.- 159 с.

14. Балуховский Н. Ф. Геологические циклы / Киев, 1966. 168 с.

15. Белоусов В. В. Геотектоника / М.: Изд-во Москов. ун-та, 1976. 334 с.

16. Беляева Н. В. Модель седиментации франско-турнейских отложений на северо-востоке Европейской платформы / Н. В. Беляева, А. Л. Корзун, Л. В. Петрова. СПб.: Наука, 1998. -151 с.

17. Блюменцев А.М О методике хлорного каротажа / A.M. Блюменцев, Н.К. Кухаренко //Ядерная геофизика. М.: Недра, 1968. - Вып. 3. - С. 137-144.

18. Атлас литогенетических типов угленосных отложений среднего карбона Донецкого бассейна / Л. Н. Ботвинкина и др.. М.: Изд-во АН СССР, 1956.-386 с.

19. Будыко JI. В. Методическое пособие по интерпретации диаграмм полной энергии упругих волн / Душанбе, 1991. 45 с.

20. Будыко Л. В. Об акустическом каротаже полной энергии / Л. В. Будыко, В. Б. Спивак, Ю. Д. Щербаков // Каротажник. 2000. - № 77. - С. 3760.

21. Быков В. Н. Нефтегазоносность коллекторов закарстованных трещин / В. Н. Быков // Вопросы карстования. Пермь, 1973. - Вып.З. - С.29-35.

22. Вальтер М. Изучение генезиса известняково-глинистых толщ / М. Вальтер // Циклическая и событийная седиментация; пер. с англ. / под ред. Г. Эйнзехе, А. Зейхахера. М.: Мир, 1985. - С. 119-126.

23. Справочник по литологии / Вассоевич Н. Б. и др.. М.: Недра, 1983.-509 с.

24. Венделыитейн Б. Ю. Нефть в трещинных коллекторах / Л.: Недра, 1970.- 160 с.

25. Венделыптейн Б. Ю. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов / Б. Ю. Венделыптейн, P.A. Резванов. — М.: Недра, 1978. 180 с.

26. Венделыптейн Б. Ю. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа / Б. Ю. Венделыптейн и др.. -М.: Недра, 1985.-200 с.

27. Отражение разломов фундамента в литофациях осадочного чехла на территории Пермского Прикамья / В. Э. Ветчинкин и др. // Геофизическиеисследования севера Урало-Поволжья. Пермь, 1974.- Вып. 124.- С. 56-61.-(Тр.ВНИГНИ).

28. Викторин В. Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей / М.: Недра, 1988. 220 с.

29. Винниковский С. А. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области / С. А. Винниковский, Л. В. Шаронов // Пермская область и Удмуртская АССР. Т. II. - М.: Недра, 1977.-272 с.

30. Вилесов А.П. Разработка модели строения Озерного месторождения на основе лито-биофациального анализа и петрофизических исследований / А.П. Вилесов, Э.К. Сташкова, Н.В. Беляева. Пермь, 2004. - (Тр.КамНИИКИГС).

31. Гайдебурова Е. А. Методика выделения циклитов с использованием промыслово-геофизических данных / Е. А. Гайдебурова, Ю. Н. Карогодин // Проблемные вопросы литостратиграфии. Новосибирск: Наука, Сиб. отделение АН СССР, 1980. - С. 31^19.

32. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / под ред. С. Р. Максимова. М.: Недра, 1970. — 807 с.

33. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: пер. с англ. / под ред. А. Г. Ковалева. -М.: Недра, 1986.-608 с.

34. Корреляция разнофациальных толщ при поисках нефти и газа / М. М. Граческий и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1976. - 296 с.

35. Седиментология / Р. Гроздиньский и др.. М.: Недра, 1980. —646 с.

36. Губина А.И. Основы фациальной цикличности осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин Пермь, 2007 г. — 270 с.

37. Губина А.И. Выделение зон ухода бурового раствора по данным акустического каротажа / Губина А.И. и др. // Нефтяное хозяйство. 1981. -№1.- С. 19-20.

38. Губина А. И. Влияние желобообразных нарушений стенок скважин на показания ГИС / А. И. Губина, Г. 3. Гиниятов, И. Н. Жуланов / Каротаж-ник. 1997.--№ 36. - С. 39-43.

39. Губина А. И. Интерпретация данных наклонометрии с помощью ЭВМ/ А. И. Губина, Г. 3. Гиниятов, Н. Б. Уточкина // Автоматизация приемов обработки геофизической информации при поисках нефти и газа / Дом техники. Пермь, 1986. - С. 27.

40. Губина А. И. Применение контрольной скважины для повышения достоверности результатов пластовой наклонометрии / А. И. Губина // Совершенствование методов поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений; Дом техники. Пермь, 1989. - С. 42.

41. Губина А. И. Изучение закономерностей строения осадочных пород Пермского Прикамья на основе ГИС с применением пластовой наклонометрии: дис. канд. геол.-минерал. наук: 04.00.12 / А. И. Губина. Пермь, 1991. - 187 с.

42. Губина А. И. РД 0147700-02-079-88 Инструкция по приемке и оценке качества материалов наклонометрии скважин / Пермнефтегеофизика. — Пермь, 1988. 30 с.

43. Губина А. И. РДО 0147700-02-108-90 Методические рекомендации по использованию метода фациально-циклического анализа для изучения строения визейской терригенной толщи Пермского Прикамья / А. И. Губина и др.; Пермнефтегеофизика. Пермь, 1990. - 172 с.

44. Губина А.И. Опыт применения спектрального гамма-каротажа для решения геологических задач в разрезах Пермского Прикамья / А.И. Губина и др. // Каротажник. 2007. - № 1 ( 154 ).- С. 9-20.

45. Губина А.И. Применение комплекса нейтронных методов на нефтегазовых месторождениях Пермской области / А.И. Губина и др. // Каротажник. 2007. - № 3 ( 156 ). - С. 22-37.

46. Губина А.И. Расчленение и корреляция осадочных толщ Пермского Прикамья по геофизическим данным на основе фациально-циклического анализа // Нефтяное хоз-во. 2007. - № 6 - С. 32 - 36.

47. Губина А.И. Системное комплексирование геолого-геофизической информации для определения фациальной цикличности осадочных толщ // Нефтепромысловое дело. 2007. № 10 - С. 4-7.

48. Губина А.И. Фациальная цикличность карбонатных рифогенных позднедевонских построек Соликамской депрессии и методы ее изучения по геолого-геофизическим данным // Нефтепром-вое дело 2007. № 11-С.10-14.

49. Губина А. И. Методика фациально-циклического анализа продуктивных разрезов Пермского Прикамья по геолого-геофизическим данным // Геология нефти и газа. 2007. - № 6. - С. 30 - 36.s

50. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии: учеб. пособие для вузов / М.: Недра, 1988. 204 с.

51. Деч В. Н. Методы изучения периодических явлений в геологии / В. Н. Деч, Л. Д. Кноринг. Л.: Недра, 1985. - 256 с.

52. Дзебань И. П. Акустический метод выделения коллекторов с вторичной пористостью / М.: Недра, 1981. 160 с.

53. Петрофизика / В.М. Добрынин и др.. М.: Недра, 2004. - 250 с.

54. Долицкий В. А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин / М.: Недра, 1966. 387 с.

55. Дьяконова Т. Ф. Применение ЭВМ при интерпретации данных геофизических исследований скважин / М.: Недра, 1991. 250 с.

56. Дмитриевский А.Н. Особенности использования системного подхода в геологии / А.Н. Дмитриевский // Системный подход в геологии. М.: Недра, 1989.-С. 3-6.

57. Денк С.О. Геотехнология межблоково- проницаемых коллекторов нефти и газа. Т. I и II / Пермь, 2001.

58. Енцов И. И. О выделении палеокарстовых коллекторов в Пермской области методами промысловой геофизики / И. И. Енцов. Пермь, 1965. - Вып. 46. - С. 211. - (Тр. ВНИГНИ Камское отделение).

59. Строение и условия накопления основных угленосных свит и угольных пластов среднего карбона Донецкого бассейна / Ю. А. Жемчужников и др.. -М., 1959.-Вып. 15.-Ч. 1.-332 с.-(Тр. ГИ АН СССР).

60. Опыт использования методики выделения приточных зон на месторождениях Пермской области / И. Н. Жуланов и др. // Каротажник. 2000. -№ 67. - С. 54-58.

61. Жуланов И.Н. О деформации горных пород и связанных с ними особенностях развития трещинных зон / И.Н. Жуланов, А.И. Губина, П.Н. Гуляев // Геофизический вестник. 2005. - № 7. - С. 13-16.

62. Жуланов И.Н. Деформации пород, их проявление в скважинах и влияние на показания методов ГИС / И.Н. Жуланов, А.И. Губина, П.Н. Гуляев // Геофизический вестник. 2005. - № 8. - С. 9-11.

63. Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС / Г.М. Золоева. М.: Недра, 1995. - 211 с.

64. Золоева Г. М. Геолого-геофизическое моделирование залежей / Г. М. Золоева, С.Б. Денисов, С.И. Билибин. М.: Изд-во ФГУП РГУ нефти и газа ИМ. Губкина, 2005. - 172 с.

65. Выявление направленности естественных трещин и ее роль при разработке нефтяных месторождений / Г. А. Звягин и др. //Геология нефти и газа. -М.: Недра, 1975. № 8. - С. 62-65.

66. Зоненшайн Л. П. Тектоника литосферных плит территории СССР. Книга 1 / JI. П. Зоненшайн, М. И. Кузьмин, JI. М. Натапов. -М.: Наука, 1990. 326 с.

67. Ивакин Б. Н. Акустический метод исследования скважин / Б. Н. Ива-кин, Е. В. Карус, О. Л. Кузнецов. -М.: Недра, 1978. 320 с.

68. Иванов А. М. Комплексное изучение карбонатных пород как коллекторов нефти и газа / М.: Недра, 1976. 295 с.

69. Изотова Т. С. Седиментологический анализ данных промысловой геофизики / Т. С. Изотова, С. Б. Денисов, Б. Ю. Венделыптейн. М.: Недра, 1993.- 176 с.

70. Ильин В. Д. Методы прогнозирования и поисков нефтегазоносных рифовых комплексов / В. Д. Ильин, Н. К. Фортунатова. М.: Недра, 1988. — 201 с. "

71. Ильинский В. М. Геофизические исследования коллекторов сложного строения / В. М. Ильинский, Ю.А. Лимбергер. М.: Недра, 1981- 207 с.

72. Итенберг С.С. Эффективность применения данных наклонометрии глубоких скважин для решения геологических задач / С.С. Итенберг, С.Г. Фур-син // Обзорн. инф-ция. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1980. - 44 с.

73. Итенберг С.С. Геофизические исследования в скважинах / С.С. Итенберг, Т. Д. Дахкильдов. Mr. Недра, 1982. - 351 с.

74. Итенберг С. С. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов / С. С. Итенберг, Г. А. Шнурман. М.: Недра, 1984. - 256 с.

75. Калабин С. Н. Тектоника и нефтегазоносность зоны сочленения Бымско-Кунгурской впадины и Башкирского свода / С. Н. Калабин // Геология, поиски и разведка месторождений горючих полезных ископаемых; Перм. политех, ин-т. Пермь, 1981. - С. 86-93.

76. Каледа Г. А. Тектонические закономерности размещения и нефтега-зоносности баров / Г. А. Каледа, М. С. Шик // Литология и полезные ископаемые. 1975.-№ 5. - С. 103-116.

77. Геология и перспективы нефтегазоносности Урала / М. А. Камалет-динов и др.. -М.: Недра, 1988. 240 с.

78. Карбонатные отложения основной объект поисков и разведки новых залежей нефти и газа в Урало-Поволжье / Колл. авторов. - М.: Недра, 1982. - Вып. 226. - 151 с. - (Тр. ВНИГНИ).

79. Карбонатные породы: в 2 томах. Т. 1: Генезис, распространение, классификация / под ред. Дж. Чилингара, Г. Биссела, Р. Фэйрбриджа. М.: Мир, 1970.-396 с.

80. Карогодин Ю. Н. Ритмичность осадконакопления и нефтегазоносность / М.: Недра, 1974. 176 с.

81. Карогодин Ю. Н. Седиментационная цикличность.- М.: Недра, 1980.-241 с.

82. Карогодин Ю. Н. Региональная стратиграфия (системный аспект) / М.: Недра, 1985.- 179 с.

83. Карогодин Ю. Н. Введение в нефтяную литологию / Новосибирск: Наука, 1990. 240 с.

84. Карогодин Ю. Н. Анализ основных понятий и терминов литологии и сиквест стратиграфии / Ю. Н. Карогодин, Д. М. Арменроут // Геология и геофизика. 1996. - Т. 37. - № 7. - С. 3-11.

85. Карогодин Ю. Н. Системные исследования слоевых ассоциаций нефтегазоносных бассейнов / Ю. Н. Карогодин, Е. Л. Гайдебурова. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение АН СССР, 1985. - 110 с.

86. Изменение физических параметров осадочных толщ на структурах Прикамья / Е. С. Килейко и др. //• Сер. нефтегазовая геология и геофизика. — М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1977. Вып. 5. - С. 36-39.

87. Кинзикеев А. Р. Методы комплексного исследования нефтеносности карбонатных отложений /М.: Недра, 1972. 153 с.

88. Киркинская В. Н. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа / В. Н. Киркинская, Е. М. Смехов". - JL: Недра, 1981. - 255 с.

89. Клубова Т. Т. Методика фациально-литологических исследований карбонатных коллекторов / Т. Т. Клубова, И. К. Кор о люк, Г. И. Суркова // Карбонатные отложения объект целенаправленных поисков углеводородов. - М., 1984. - С. 49-57. - (Труды ИГ и РГИ).

90. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах: состояние и направление развития (обзор отечественных и зарубежных источников информации) / В. Ф. Козяр и др. // Каротажник. 1999. - № 63. - С. 10-117.

91. Кокс Джон У. Ориентация длинной оси в эллипсовидных стволах скважин и ее корреляция с данными напряжения в породах: пер. с англ. / У. Кокс Джон. Грозный: Изд-во НИИГИ, 1988. - 7 с.

92. Конторович А. Э. Принципы классификации седиментационных бассейнов в связи с их нефтегазоносностью / А. Э. Конторович, М. С. Моде-левский, А. А. Трофимчук // Геология и геофизика. 1979. - № 2. - С. 3-12.

93. Косыгин Ю.А. Основы тектоники / М.: Недра, 1974.

94. Королюк И. К. Органогенные постройки и рифовые формации палеозоя западного склона Южного Урала и Приуралья / И. К. Королюк //Литология и палеогеография биогермных массивов. М.: Наука, 1975. - С. 108-123.

95. Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных / В. А. Кошляк и др.. М.: Недра, 1984. - 200 с.

96. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин / Д.А. Кожевников // Каротажник. 1997. - Ч. 1. - №. 39. - С. 37-64.; Ч. II. - № 40. - С. 48-53.

97. Кривоносов Р. И. Пластовая наклонометрия скважин / М.: Недра, 1988.- 169 с.

98. Кривоносов Р. И. Опыт использования пластового наклономера при разведке залежей нефти / Р. И. Кривоносов, О. А. Салафонов, С. Н. Щербаков // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. М.: Недра, 1985.- № 1.— С. 13-18.

99. Кузнецов В. Г. Геология рифов и их нефтегазоносность / М.: Недра, 1978.-304 с.

100. Кузнецов O.A. Методические рекомендации по интерпретации материалов широкополостного акустического каротажа (АКН-1) / О. А. Кузнецов. М., 1980. - (ВНИИЯГТ).

101. Протерозойские и палеозойские отложения Пермского Прикамья / Ю. И. Кузнецов и др. // Каталог стратиграфических разбивок додевона, девона, карбона. Ч. 1: Предуральский прогиб. Пермь, 1974. - 261 с. - (ВНИГНИ Камское отделение).

102. Кузнецов Ю. И. Стратиграфия палеозойских отложений Камского Приуралья по новым разведочным площадям / Ю. И. Кузнецов. Пермь, 1982. - (ВНИГНИ Камское отделение).

103. О методе индукционной пластово-трещинной наклонометрии / А.Ф. Косолапов и др. // Каротажник. 2003.-№ 113. - С. 117-128.

104. Кустов Ю. В. Использование параметров акустических волн для выделения проницаемых пластов в карбонатных разрезах / Ю. В. Кустов, Г. 3. Гиниятов, А. И. Губина // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 11. - С. 5558.

105. Формирование зоны проникновения в карбонатных коллекторах Пермского Прикамья / Ю. В. Кустов и др. // Геология нефти и газа. -1978,- № 12.-С. 57-60.

106. Выделение трещинных коллекторов с пониженным пластовым давлением по замерам амплитуды продольных волн до и после солянокислотной обработки пласта / Ю. В. Кустов и др. // Разведочная геофизика. 1979.- № 95.- С. 130-131.

107. Результаты опробования метода продавливания бурового раствора на площадях Пермского Прикамья / Ю. В. Кустов и др. // Нефтяное хозяйство. 1975. - №12. - С. 63-66.

108. Характеристика различных типов карбонатных коллекторов с использованием акустического метода / Ю. В. Кустов и др. // Геология, поиски и разведка месторождений горючих полезных ископаемых / Пермский политехнический институт. Пермь, 1979. - С. 52-57.

109. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин / Д.А. Кожевников // Каротажник. -1997.-№38.-С. 39-76.

110. Кушнарева Т. И. Фаменский ярус Тимано-Печорской провинции / Т. И. Кушнарева. М.: Недра, 1977. - 135 с.

111. Копылов И.С. Неотектонические блоковые структуры Пермского Приуралья и их роль в формировании месторождений нефти и газа / И.С. Копылов // Геология и полезные ископаемые Западного Урала. Пермь, 2006. - С. 80-82.

112. Ларионов В. В. Радиометрия скважин / М.: Недра, 1969. 327 с.

113. Латышева М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин / 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1981.

114. К вопросу повышения эффективности промыслово-геофизических исследований в Пермском Прикамье / В. А. Леонтьева и др. // Проблемы комплексного освоения нефтяных и газовых месторождений. М.: Изд-во Москов. ин-та им. Губкина, 1984. - С. 45

115. Лидер М. Седиментология / М. Лидер // Процессы и продукты. -М.: Мир, 1986.-439 с.

116. Периодические процессы в геологии / Н. В. Логвиенко и др.; под ред. Н. В. Логвиенко. Л.: Недра, 1976.

117. Максимов С. П. Цикличность геологических процессов и проблема нефтегазоносности / С. П. Максимов, Н. Я. Кунин, Н. М. Сардоников. -М.: Недра, 1977.-279 с.

118. Приборы сканирующего бокового каротажа / Т.С. Мамлеев и др. / Каротажник. 2003. - № ИЗ. - С. 106-116.

119. Максимович Г. А. Карст карбонатных нефтегазоносных толщ / Г. А. Максимович, В. Н. Быков. Пермь: Изд-во Перм. гос. ун-та, 1978. - 96 с.

120. Максимович Г. А. Классификация карбонатных коллекторов / Г. А. Максимович, В. Н. Быков // Тр. Гипровостокнефть. Пермь, 1969. - Вып. 4. -С. 103-123.

121. Марчинк М. Ф. Рифы Урало-Поволжья, их роль в размещении залежей нефти и методика поисков / М. Ф. Марчинк, О. М. Мкртчан, Ф. И. Хатьянов. М.: Недра, 1975. - 152 с.

122. Меннер В. Вл. Литологические критерии нефтегазоносности палеозойских толщ Северо-Востока Русской платформы / М.: Наука, 1989.133 с.

123. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещиноватых коллекторов нефти и газа. -М.: Недра, 1969. Вып. 276. - 125 с. - (Тр. ВНИГ-РИ).

124. Методические рекомендации по изучению и прогнозу коллекторов нефти и газа сложного типа. Л., 1989. - 103 с. - (ВНИГРИ).

125. Методические указания по проверке аппаратуры пластового наклономера НИД-1. МУ 39-009-05-76. ВНИИНПГ. Уфа, 1976.

126. РД 39-4-511-80 Методическое руководство по применению аппаратуры пластового наклономера НИД-1 в глубоких скважинах на нефть и газ / ВНИИнефтепромгеофизики. Уфа 1980. - 80 с.

127. Митрофанов В. П. О кавернозности карбонатных продуктивных отложений / В. П. Митрофанов, А. А. Злобин, В. Б. Бейзман // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2000.- № 10.-С. 37-45.

128. Мкртчан О. М. Верхнедевонские рифы и их роль в формировании нефтеносных структур Урало-Поволжья / М.: Наука, 1964.

129. Принципы выявления зон фациального контроля нефтегазонакоп-ления / Э. Б. Мовшович и др.. М.: Недра, 1981. - 268 с.

130. Муромцев В. С. Использование кривых самопроизвольной поляризации (ПС) для выделения фациальной природы осадков и палеогеографических реконструкций / В. С. Муромцев // Прогнозирование геологического разреза по геофизическим данным. Л.: Недра, 1982.

131. Муромцев В. С. Перспективы поисков региональных и локальных зон выклинивания на территории Мангышлака и Устюрта / B.C. Муромцев // Геология нефти и газа. 1973. - № 2. - С. 58-63.

132. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел ли-тологических ловушек нефти и газа / Л.: Недра, 1984. - 260 с.

133. Муромцев B.C. Методические приемы комплексного изучения песчаных тел (на примере байосских отложений Южного Мангышлака) / B.C. Муромцев, Р. К. Петрова, Л., 1972,- Вып. 31. - С. 177-185.- (Тр. ВНИГРИ).

134. Муромцев В. С. Методические рекомендации по выявлению лито-логических ловушек нефти и газа / В. С. Муромцев, Р. К. Петрова. Л., 1979. - 73 с. - (ВНИИГРИ).

135. Ритмичность и нефтегазоносность / В. Д. Наливкин и др. // Цикличность отложений нефтегазоносных и угленосных бассейнов. М.: Наука, 1977.-С. 3-16.

136. Нечай А. М. Оценка продуктивности и коллекторских свойств трещиноватых карбонатных пород / А. М. Нечай // Прикладная геофизика. -1960.-№26.-С. 149-185.

137. Носов В.Н. Изучение околоскважинного пространства с помощью геовизора / В.Н. Носов, И.Н. Жуланов. Нижний Новгород, 2002. - С. 4648. - (Тр. Нижегородской акустической сессии).

138. Никулин А. В. Приуроченность нижнепермских рифов к тектоническим поднятиям в Пермском Приуралье / А. В. Никулин, А. А. Оборин // Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИОЭНГ. - 1990. - С. 9-11.

139. Новоселицкий В. М. Физические свойства пород осадочного чехла севера Урало-Поволжья / В. М. Новоселицкий, В. М. Проворов, А. А. Шилова. Свердловск: УНЦ АН СССР, 1985.-132 с.

140. Обстановки осадконакопления: в 2 т. Т. 1; пер. с англ. / под ред. X. Рединга. М.: Мир, 1990. - 352 с.

141. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток) / ВНИГИК. Калинин, 1984.-111 с.

142. Осипов В. И. Микроструктура глинистых пород / В. И. Осипов, В. Н. Соколов, Н. А. Румянцева. М.: Недра, 1989. - 211 с.

143. Осипова А. И. О классификации карбонатных пород и их генетической интерпретации / А. И. Осипова // Проблемы литологии и геохимии осадочных пород и руд. М.: Недра, 1975. - С. 260-277.

144. Пахомов В. И. Визейская угленосная формация западного'склона Среднего Урала и Приуралья / В. И. Пахомов, И. В. Пахомов. М.: Недра, 1980.- 152 с.

145. Перегудов Ф.И. Введение в системный анализ / Ф.И. Перегудов, Ф.П. Тарасенко. -М.: Высш. школа, 1989. 367 с.

146. Петрофизическая характеристика осадочного покрова нефтегазоносных провинций СССР: справочник / под ред. Г. М. Авчена, Н. Л. Озерской. -М.: Недра, 1985. 192 с.

147. Петтиджон Ф. Дж. Осадочные породы; пер. с англ. / Ф. Дж. Пет-тиджон; под ред. П. П. Тимофеева. М.: Недра, 1981.-751 с.

148. Пирсон С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа /С. Дж. Пирсон.-М.: Недра, 1966.-413 е.

149. Постников В. Г. Опыт геолого-промыслового изучения карбонатных коллекторов различных районов / В. Г. Постников, И. В. Поспикова // Геология нефти и газа. 1974. - № 9. - С. 29-37.

150. Постникова И. Е. Методы изучения карбонатных формаций платформенных областей / М.: Недра, 1988. 206 с.

151. Потапов В. П. Физико-петрографическая характеристика и коллек-торские свойства пород терригенной толщи нижнего карбона Пермского

152. Прикамья / В. П. Потапов. Пермь, 1966.- Вып. 57. - С. 356-366. - (Тр. ВНИГНИ, Камское отделение).

153. Потапов В. П. К вопросу изучения окатанности кластического материала терригенных отложений яснополянского надгоризонта Пермского Прикамья / В. П. Потапов, Ш. В. Абашеев. Пермь, 1970. - Вып. 72. - С. 305309. - (Тр. ВНИГНИ Камское отделение).

154. Проворов В. М. Строение позднедевонско-турнейского палеошельфа севера Урало-Поволжья и задачи его дальнейшего изучения / В. М. Проворов // Геология нефти и газа. 1988.- № 2. - С. 24-27.

155. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-геофизических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Недра, 2000.

156. Обстановки осадконакопления и фации: в 2 т. / X. Г. Рединг и др.. -М.: Мир, 1996.

157. Рейнек Г. Э. Обстановки терригенного осадконакопления / Г. 3. Рейнек, И. Б. Сингх. М.: Недра, 1981. - 439 с.

158. Резванов P.A. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин / М.: Недра, 1982. 368 с.

159. Романовский С. И. Динамические режимы осадконакопления / JL: Недра, 1985.-263 с.

160. Романовский С. И. Седиментологические основы литологии / Л.: Недра, 1977.-408 с.

161. Романовский С. И. Физическая седиментология / Л.: Недра, 1988.240 с.

162. Рухин Л. В. Основы литологии / Л.: Недра, 1966. 703 с.

163. Самойленко Ю. Н. Литофизическое моделирование продуктивных отложений месторождения Тенгиз / Ю. Н. Самойленко, А. М. Берестецкая, Л. В. Кубузова // Геология нефти и газа. 1991. - № 7. - С. 19-22.

164. Саркисян С. Г. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии / С. Г. Саркисян, Д. Д. Котельников. М.: Недра, 1971. - 184 с.

165. Селли Р. С. Введение в седиментологию / М.: Недра, 1981. 370 с.

166. Селли Р. С. Дельтовые фации и геология нефти и газа / Р. С. Селли // Достижения в нефтяной геологии; под ред. Г. Д. Хобсона. М.: Недра, 1980.-С. 201-228.

167. Селли Р. С. Древние обстановки осадконакопления; пер. с англ. / Р. С. Сели. М.: Недра, 1989. - 296 с.

168. Семенов Е. В. Методические указания по проведению измерений и основам интерпретационного обеспечения аппаратуры радиоактивного каротажа РКС-3 (К-4-823) / Е. В. Семенов, Т. Е. Крутова. Уфа, 1988. - (ВНИИнефте-промгеофизика).

169. Смехов Е. М. Теоретические и методические основы поисков трещиноватых коллекторов нефти и газа / Е. М. Смехов. Л.: Недра, 1974.200 с.

170. Закономерности размещения карбонатных трещинных коллекторов нефти и газа. (Опыт методических исследований) / Е. М. Смехов и др.. -Л.: Недра, 1977. 120 с.

171. Смехов Е. М. Вторичная пористость горных пород коллекторов нефти и газа / Е. М. Смехов, Т. В. Дорофеева. - Л.: Недра, 1987. - 96 с.

172. Соколов Д. С. Основные условия развития карста / Д. С. Соколов. М.: Наука, 1962. - 322 с.

173. Соломатин A.B. Карбонатные коллекторы фаменского яруса Печорской впадины / A.B. Соломатин // Нефтегазоносность, геология и геофизика.-1970.-№ 11. С. 22-26. ----- - ----

174. Верхнедевонские барьерные рифы Тимано-Печорской провинции и методы их поисков / А. В. Соломатин и др. // Рифогенные образования нефтеносных областей Русской платформы. М.: 1976. - Вып. 149. - С. 140-149.-(Тр. ВНИГНИ).

175. Софроницкий П. А. Предуральский краевой прогиб. Геология СССР. М.: Недра, 1969. - Т. XII: Пермская, Свердловская, Челябинская и Курганская области. Ч. 1, кн. 2. - С. 29-37.

176. Степанов Д. JI.9 Месежников М. С. Общая стратиграфия (принципы и методы стратиграфический исследований) / Д. Л. Степанов, М. С. Месежников. Л.: Недра, 1979. - 423 с.

177. Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа / под ред. Р. Е. Кинга. М.: Недра, 1975. - 472 с.

178. СТП 0147700-055-81 Контрольная скважина. Обустройство и применение с целью повышения качества ГИС / Б. А. Семенов и др.. Пермь: ПОПНГФ, 1981.

179. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. Т I и II / М.: Изд-во АН СССР, 1960.

180. Тейлор Дж.К. Коллектора-песчаники / Дж.К. Тейлор // Достижения в нефтяной геологии; под ред. Г.Д. Хобсона. М.: Недра, 1980. - С. 148-200.

181. Терентьев В. Ф. Об интерпретации гамма-каротажа в песчано-алевролито-глинистых породах / В. Ф. Терентьев, В. С. Афанасьев, М. С. Соколов // Нефть и газ. 1977. - № 3. - С. 7-10.

182. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований. РД 153-390-072-01. -М.: МЭ, 2001.-271 с.

183. Технология цифровой регистрации, обработки и интерпретации пластовой наклонометрии. РД 39-4-939-83. Уфа, 1983. - 67 с. (ВНИИНПГ).

184. Опыт искользования элементов залегания пород при моделировании залежей нефти и газа / Г. И. Тищенко и др. //Геология нефти и газа. -1990. -№ 10.-С. 15-17.

185. Тульбович Б. И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород / Пермь: Перм. книжное изд-во, 1975.

186. Тульбович В. М. Коллекторские свойства и структурные параметры продуктивных карбонатных пород намюро-башкирских отложений некоторых месторождений Пермского Прикамья / В. М. Тульбович, В. П.

187. Митрофанов, В. В. Терентьев. Пермь, 1975. - Вып. 12. - С. 76-104. - (Тр. ПермШШИнефть).

188. Нефть в трещинных коллекторах / Б. А. Тхостов и др.. М.: Недра, 1970.-224 с.

189. Уилсон Дж. JI. Карбонатные фации в геологической истории; пер. с англ. / под ред. В. Т. Фролова. М.: Недра, 1980. - 463 с.

190. Успенская Н. Ю. Нефтеносность палеозоя Североамериканской платформы / М.: Гостоптехиздат, 1950.

191. Установка поверочная НИД-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. АЯШ. 2.860.009 / ТОМИТ. Томск, 1979.

192. Фациальные типы глинистых пород / под ред. М. Ф. Вакулова. -Л.: Наука, 1973.-288 с.

193. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (пет-рофизика): справочник геофизика /под ред. Н. Б. Дотман. М.: Недра, 1984. — 455 с.

194. Геологическая история Волго-Уральской области в девонский период в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности.) / М. Ф. Филиппова и др.. Пермь, 1960. - Вып. 31. - С. 169-188. - (Тр. ВНИГНИ Камское отделение).

195. Фертл В.Х. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине / В.Х. Фертл // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. М.: Недра, 1983. -№3-6,8, 10, 11.

196. Фортунатова Н. К. Генетические типы и седиментационные модели карбонатных отложений / Н. К. Фортунатова //Советская геология. -1985.-№ 1.-С. 32-45.

197. Фролов В. Т. Литология. Кн. 1 / М.: Изд-во МГУ, 1992. 336 с.

198. Хайрединов Н. Щ. Выявление систем трещиноватости в отложениях восточной Татарии по искривлению скважин / Н. Щ. Хайрединов. Бу-гульма, 1971. - Вып. 20. - С. 82-96. - (Тр. ТатНИИ).

199. Хворова И.В. Атлас карбонатных пород среднего и верхнего карбона Русской платформы / И.В. Хворова. М.: Изд-во АН СССР, 1958.

200. Хатьянов В. И. Методика прогнозирования линейных тектонических зон и контролируемых ими неантиклинальных ловушек / В. И. Хатьянов // Прогнозирование геологического разреза и поиски сложно экранированных ловушек. М.: Наука, 1986. - С. 45-53.

201. Закономерности изменения коллекторских свойств карбонатных отложений верхнего девона и турнея южной части Пермского Прикамья / А. И. Холин и др. //Геология нефти и газа. 1983. - № 4. - С. 29-31.

202. Хэллен Э. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность / М.: Мир, 1983. 327 с.

203. Цикличность отложений нефтегазоносных и угленосных бассейнов / под ред. А. А. Трофимчука и др. М.: Наука, 1977.

204. Шаронов В. Н. Литология, фации и нефтегазоносность башкирского яруса Пермской области и Удмуртской АССР / В. Н. Шаронов, Л. В. Шаронов. -Пермь, 1970. Вып. 72. - С. 227-293. - (Тр. ВНИПНИ Камское отделение).

205. Шаронов Л. В. Формирование нефтяных и газовых месторождений северной части Волго-Уральского бассейна / Л. В. Шаронов. Пермь, 1971. — Вып. 73. - 290 с. - (Тр. ВНИГНИ Камское отделение).

206. Шварцахер В. Количественная корреляция циклической формации известняков и глинистых сланцев / В. Шварцахер // Количественная стратиграфическая корреляция / под ред. Дж. Куббита, Р. Рейлинта. М.: Мир, 1985.-С. 339-354.

207. Шершнев К. С. Палеотектонические условия формирования нефтяных и газовых залежей в нижнем карбоне на территории Пермского При-уралья / К. С. Шершнев. Пермь, 1971. - Вып. 73. - С. 87-98. - (Тр. ВНИГНИ Камское отделение).

208. Новые данные о развитии франско-турнейских органогенных построек на территории юга Пермской области / К. С. Шершнев и др. // Новые геолого-геофизические данные по методике поисков нефти в Пермском Прикамье/ Перм. политех, ин-т. Пермь, 1983.

209. Шилов Г. Я. Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным / Г. Я. Шилов и др. М.: Изд-во ВНИИгеосистем, 2001. - 394 с.

210. Шилов Г. Я. Применение ГИС для формирования седиментацион-ных моделей природных резервов углеводородов / Г. Я. Шилов // Изв. вузов. Нефть и газ. 1992. - № 8. - С. 26-33.

211. Шилов Г. Я. Роль седиментологического фактора при интерпретации данных ГИС терригенных разрезов / Г. Я. Шилов // Геология нефти и газа.-№ 9. 1993. - С. 24-28.

212. Шилов Г. Я. Технология интерпретации данных ГИС при изучении карбонатных пород месторождения Тенгиз / Г. Я. Шилов, Л. И. Керимова // Изв. вузов. Нефть и газ. 1989. -№ 12.- С. 9-12.

213. Шихов С. А. Основные особенности строения и формирования земной коры на северо-востоке Русской плиты / С. А. Шихов // Геотектоника. 1974. — № 2. - С. 40-47.

214. Щербаков О. А. Реконструкция древних бассейнов седиментации в областях со сложной складчато-разрывной тектоникой (на примере карбона Западного Урала): дис. . д-ра геол.-минерал. наук /- Пермь, 1981.

215. Щербаков О. А. Палеотектоника и фации позднего девона и раннего карбона на западном склоне Среднего и Южного Урала и в Приуралье / О. А. Щербаков, И. В. Пахомов // Литология и полезные ископаемые М., 1966.-Вып. 2.-С. 87-97.

216. Элланский М. М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики / М.: Недра, 1978. 215 с.