Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Петрофизическая модель карбонатного нефтегазового коллектора как основа его выделения и изучения по данным геофизических методов исследования в скважинах

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Петрофизическая модель карбонатного нефтегазового коллектора как основа его выделения и изучения по данным геофизических методов исследования в скважинах"

Р Г ь Ой 1 Ь ЯНВ 1995

Академія Наук України .

Інститут Геофізики 1м. С. І. Суботіна.

На правах рукопису.

УДК 550.3.551.241.1 (47.1) '

Храпак Віталій Володимирович.

ПЕТРОФІЗИЧНА МОДЕЛЬ КАРБОНАТНОГО НАФТОГАЗОВОГО КОЛЕКТОРА ЯК ОСНОВА ЙОГО ВИДІЛЕННЯ ТА ВИВЧЕННЯ ЗА ДАНИМИ ГЕОФІЗИЧНИХ МЕТОДІВ ДОСЛІДЖЕНЬ В СВЕРДЛОВИНАХ.

Спеціальність 04.00.12 - геофізичні методи пошуків та розвідки родовищ корисних копалин.

Автореферат

дисертації на здобуття вченого ступеня кандидата геолого-мінералогічних наук.

Київ - 1994 р.

Робота виконана на кафедрі геофізики геологічного факультету їм. Тараса Шевченка. Науковий керівник - кандидат геолого-мінера лйгі'шьк наук, доцент Курганський Валерій'Микитович. .

Офіційні опоненти:

1. Доктор фіз.-мат. наук Козачок I.A.

2. Канд. геол.-мін. наук Колісніченко В.Г.

Провідна установа - ДГП "Укргеофізика".

Захист дисертації відбудеться ЗО січня 1995 р. о 14 годині на за сіданні спеціалізованої ради Інституту Геофізики їм. С.І.Суботі на Д 016-02 01

з дисертацією можна ознайомитися у науковій бібліотеці Інституту Геофізики їм. С.І.СуботІна.

Автореферат розіслано груднЦ 1994 р.

Відклики надсилати за адресою: Київ-142 просп. Палладіна. 3ü

Вчений секретар спеціалізованої ради

доктор фіз,- мат. наук "'Jhf ^ ^ / в с Гейк=.

ради л

г. наук

- з -

Загальна характеристика роботи.

Актуальність теми. З 509 відомих гігантських та великих родовищ вуглеводиІз 26 відсотків складають ті . поклади нафти в яких пов'язані з карбонатними колекторами , а їх запаси досягають 4755 від загальних світових запасів. В США , по даним Р. Нерінга (1981р.) , 33% родовищ (від 2300 основних ) в карбонатних.породах . мають 50% запасів вуглеводнів. В країнах Перської затоки в карбонатних резервуарах знаходяться май:»е 70% вуглеводнів). На території України нараховується біля сотні покладів нафти та газу в карбонатних коллекторах різних типів. Якщо порівнювати питомі запаси нафти та газу в карбонатних товщах світу та України то виявляється , що в нашій країні питомі еапаси вуглеводнів карбонатних покладів набагато нихчі чим світові. Це свідчить про недостатню увагу дослідників до проблеми карбонатних коллектор1в Україні.

Літологічна мінливість, неоднорідність структури ємкістного простору, глибоке проникнення бурового розчину по тріщинах, яке не дає можливості оцінити дійсні фізичні властивості об’єкту, характер його насичення, а також порівнянність в багатьох випадках ефективної пористості колектора з помилками можливими при кількісній інтерпретації , бітумінозність та ряд інших особливостей суттєво ускладнюють виділення та вивчення таких порід по даних геофізичних методів дослідження свердловин. Ускладнюється також дослідження зразків керну таких колекторів - на поверхню виносяться найбільш щільні прошарки карбонатних порід, що значно знецінює результати лабораторних (прямих) методів, які їх вивчають. Таким чином широко розповсюжені; 1 в той ке час. в багатьох аспектах недостатньо досліджені, карбонатні коллектори залишають-

- 4 - .

ся об’єктом особливої уваги вчених та практиків, геологів та геофізиків.

'■ Мета роботи. _Метокз роботи є розробка конкурентоздатної ефективної методики виділення та вивчення складних карбонатних колекторів нафти та газу за даними петрофізичного моделювання та геофізичних методів дослідження свердловин. ■

. Основні завдання досліджень. Відповідно з поставленою метою в процесі досліджень вирішувались такі питання:

1. Аналіз петрофізичних властивостей та взаємозв’язків між ними з метою побудови найбільш ймовірної петрофізичної моделі карбонатного колектора та вибір найбільш Інформативних ознак (параметрів), комплексне використання яких дозволить вирішити завдання виділення колектора в карбонатному розрізі.

2. Обгрунтування критичних (граничних) величин’ нерозчинного залишку Сн’з та відповідних значень природної гама-активності Ігк для поділу карбонатних відкладів на два класи "колектор-неколек-

■ > ш

тор”. ,

і ' '

3. Обгрунтування необхідності та можливості класифікації' карбо- .

натних порід на два основних.літотипа - вапняки та доломіти - за даними акустичного (АК) та нейтронного гама-каротажу (НГК) з ме-' тою диференційного визначення їх колекторських властивостей та вибору способу хімічного впливу при реанімації пластів-колек-торів. . .

4. Аналіз причин, які впливають на природну радіоактивність карбонатів з метою виявлення по даним ГДС Інтервалів бітумінозності. •

5. Розробка пакету програм, які забезпечують реалізацію геофізич-

.ного алгоритму методики. .

Методи досліджень: ‘

- узагальнення та аналіз геолого-геофізичної Інформації, яка отри-

мана автором та Іншими дослідниками;

- лабораторні методи дослідження керну з метою визначення колек-

'юрських, електричних, акустичних та Інших петрофізичних властивостей карбонатних порід; ' .

- обробка, Інтерпрерація даних ГДС та даних випробувань свердло-

вин в відкритому стволі та в експлуатаційній колоні; - статистичне моделювання; - побудова та аналіз кореляційних зв'язків поміж петрофізичними, геофізичними та промисловими параметрами, які характеризують карбонатні- порода (колектори та неколектори); - ши-

роке використання ЕОМ та програмне забезпечення реалізації способів вивчення карбонатних порід, які пропонуються.

Наукова новизна. ' •

1: На основі статистичного аналізу широкого спектру пет-рофізичних та геофізичних даних обгрунтована модель та тип колектора який вивчався. .

' 2. Показано, що визначальний вплив на колекторські власти-

вості карбонатів має величина нерозчинного залишку. (Визначальний фактор при рішенні задачі діхотомії "колечтор-неколектор"). .

З, Побудована петрофізична модель карбонатного колектору виду Кп - Снз. яка характерна для порід різних регіонів та різного віку. •

. 4. На основі петрофізичної моделі Кп - Снз розроблено та

впроваджено у виробництво спосіб розділення порід на колектори та неколектори , в основі якого леяигь трансформування діаграм НГК та ГК.в одиниці.пористості за допомогою ^атлетичних, характеристик карбонатного розрізу. . : • .

5. Показана необхідність даференційного підходу до вивчення

. основних літотипів карббнатних порід - вапняків та доломітів. * "

6,- На основі комплексного моделювання отримана характерна •

. - 6 -залежність поведінки інтервального часу при нульовій пористості Тск карбонатних порід від їх доломітизації Сд - стрибкоподібна зміна Тск при переході від вапняків до доломітів Тск=Г(Сд).

7. На основі петрофізичної Тск=НСд) розроблено та впроваджено у виробництво спосіб розділення карбонатних порід на вапняки та доломіти за даними акустичного та нейтронного гама-каротажу.

8. Розроблено та впроваджено в практику обробки та інтерпретації даних ГДС пакет програм для мікроЕОМ (МК-52. МК-85), персональних ІВМ сумісних комп’ютерів та в вигляді, окремого блоку програм в системі обробки даних ГДС "Підрахунок".

Основні положення, шо захитаються. .

1. Ефективність та конкурентноздатність методу розділення карбонатних порід на колектори, неколектори та бітумінозні інтервали, в основі якого лежить петрофізична модель Кп - Снз.

2. Фізичне моделювання, яке доводить можливість розділу кар-

бонатних порід на вапняки та доломіти за даними двох методів -акустичного та нейтронного гама-каротажа на основі петрофізичної моделі Тск=НСд)^ '

Практична значимість роботи. Розроблена методика вивчення складних карбонатних порід, обгрунтована петрофізично, а алгоритм її легко реалізується на ЕОМ. Вона є ефективною та конкурентоздатною на фоні інших' методик, які використовуються в даний час. Методика дозволяє виділити перспективні на нафту та газ колектори без залучення результатів випробуваних пластів, що важливо на етапі оперативної інтерпретації даних ГДС.

Спосіб розподілу карбонатных порід на вапняки та доломіти для яких характерні різні колекторські властивості, дозволяє не *

тільки більш обгрунтовано визначити підрахункові параметри цих колекторів, але 1 диференційовано підійти до кислотної обробки

Ш'Х шмстіо пр; 5" реанімації. ' ' -

Фактичний матеріал. Робота виконана на геолого-гсофізичному матеріалі (діаграми ГДС. •. результати патрофізичного вивчення керну, результати випробування пластів та ін.), значна частина якого отримана при безпосередній участі автора. Дослідження по темі дисертації 'велись з 1982 р, коли автор працював геофізиком в Поморській геофізичній експедиції ВГО"Архангельськгеологія" та науковим співробітником на кафедрі геофізики Київського універсітету *ім. Тараса Шевченка. Крім того в дисертації використані фондові матеріали ВГО "Архангельськгеологія". ВО "Тадаикнафта" та ДГП "Укргеофізика", а також літературні дані. Узагальнення, аналіз первинних матеріалів. їх статистична обробка та інтерпретація при вирішенні поставлених завданнь, побудова петрофізичних моделей Кп

- Снз. Тск=ґ(Сд). розробка методики оперативного виділення колекторів на основі цих моделей, складання алгоритму та програм, аналіз здобутих результатів виконані автором особисто.

■ Апробація роботи. Основні положення дисертації доповідались на школах-семінарах молодих геофізиків України (1985-1988 р.). НГР ВГО "Архангельськгеологія" - 1985-1992 р. НТР ВО "Тадзкикнаф-та" - в 1988-1992 р. НТР ДГП "Укргеофізика" - 1993-1994 р. на наукових конференціях геологічного факультету Київського універсітету їм.Тараса Шевченка. Матеріали дисертації приведені в 14 публікаціях.. ■

’ Склад та обсяг роботи. Дисертація складається з вступу, 5 глав, висновків та.списку літератури із 94 найменувань. В текстовій- частині 70 сторінок, ЗО рисунків та 4 таблиці.

Робота виконана на кафедрі геофізики Київського університету їм. Тараса Шевченка під науковим . керівництвом канд. геол.-мін. наук доцента Кургакського В.М., якому автор висловлює

щиру подяку за цінні поради та зауваження в процесі роботи, над дисертацією. Автор дякує провідним співробітникам ВГО "Архангель-скгеология" Добриніній М.І. Заріновій В.В., Яралову В.А., Требсу В.Р.. Сало.А.І.. Раппопорту Б.І., а також їх колегам з ВО "Тад-зкикяефть" Попову В.В.. Акімову В.В., Мякотіній Г.І. за допомогу та'підтримку. Особливу подяку автор висловлює канд. геол.-мін. наук нач. 0МП-106 ДГП "Укргеофізика" Колісниченко В.Г. за сприяння по впровадженню методики оперативного виділення карбонатних колекторів в систему автоматизованної обробки, даних ГДС "Підрахунок". .

Основний зміст роботи. ' .

Глава 1. Аналітичний огляд основних питань досліджень.

В наш час накопичено великий об'єм ге'олого-геофізичних матеріалів про карбонатні колектори складної будови. В бувшому СРСР активне, вивчення карбонатних колекторів почалося після відкриття покладів нафти в рифогенних карбонатних товщах Передуральского прогину (1954р.) та верхньокрейдяних вапняків Східного Передкав-каззя (1955р.). Вже в той час було встановлено, що продуктивні карбонатні пласти відрізнялись вкрай неоднорідним розподіленням колекторських властивостей. Навіть свердловини, які були розташовані на невеликій відстані одьа від одної, давали різні дебіти вуглеводнів. Вже на перших етапах вивчення колекторів було відмічено вплив доломітизації та вмісту нерозчинного залишку на колекторські властивості карбонатів. Особливості карбонатних колекторів відмічені в роботах Багрінцевої Є.Н.. Вендельштейна Б.Ю.. ВезіровоІ А.Д.. ГмІдЛ.Г., Дахнова В.Н., Добриніна В.М., Гтенберга С.С.. Кулінковича А.Є.. ЛатишовоІ М.Г., Ларіонова В,В., Л1мбергера"к.А., МанчевоІ Н.В., Нечая А.П., Тхостова Б.П.. Шнур-.

. . у -

к-лт Г. А. та інітлл. Більша частина розроблених нетодвк виділення то вивчення карбонатних колекторів базується па використанні да-•них ГДС. принципові оскоеи обробки та Інтерпретації яких викладені в роботах Вендельштейна Б.Ю., Дахнова В.М., Добриніна В.М.. Итенберга С.С.. Комарова С.Г.. Кулінковіча A.G. та інших. Спільне використання двомірких та багатомірних кореляційних залежностей між пєтрофізичними властивостями та геофізичними параметрами карбонатів при вирішенні задач класифікації (колектор-неколектор) запропоновано в работах Курганськсго В.М.' Результати комплексного використання даних петрофізичних досліджень та даних ГДС наведені в роботах Златопольского С.С. та Лахнюка В.М. Широко використовується метод Нечая А. П. ( спільна Інтерпретація даних НТК та ЕК). Аналогом методу Нечая А.П. є методика нормалізації, яку запропонував Заляєв Н. 3. Обмеження в використанні цих методик виникають тому, що для їх реалізації потрібно вибрати в розрізі опорні пласти. Для цього необхідно знати літологію, глинистість, тип та величину коефіцієнта пористості, насиченість і т.1н., тобто знання параметрів, які є кінцевим результатом геофізичних досліджень.

• Глава 2. Модель карбонатного нафтогазового колектора.

Для карбонатних осадкових гірських порід характерна надзвичайна неоднорідність структури їх порового простору. Розподілення та розповсюдження колекторів та неколектсрів в карбонатних розрізах тісно пов’язано з первинними особливостями порід: Суттєву роль в розчленуванні розрізу на пласти-колектори та неколекто-ри грає глинистість (нерозчинний залишок). .

Глиниста речовина карбонатних відкладів слабо підлягає вторинним перетворенням, тому глинистість найбільш об’єктивно відоб-

- * . ражає первинні умови утворення карбонатних покладів. Зако-

• - 10 - . . номірності розподілення випадків нафтогазопроявів, результати випробувань в карбонатних розрізах підтверджують тісний-зв’язок вторинних процесів, які грали вирішальну роль в формуванні карбонатних колекторів з первинними особливостями карбонатної товщі., В залежності від переваги тих чи інших факторів в одних 1 тих самих Інтервалах та районах можуть бути розвинуті колектори з різними типами структури порового простору - первинного та вторинного. .

Первинна структура пороБого простору. Особливістю первинних пор є те, що розмір їх обмежений розміром формених елементів 1 розподіляються вони в породі відносно рівномірно. Первинна пористість в породах-колекторах зберігається при - відсутності чи слабому проявленні в них вторинних процесів, а також при вмісті в осадках глинистих, глинисто-ііітумінозних речовин, які запечатують пори 1 різко знижують їх ефективну ємкість та проникність. ,

Вторинна пористість. Велике значення в ємкості карбонатних колекторів відіграє вторинна пористість, яка розвивається в процесі літогенезу під впливом трьох основних діагенетичних процесів: розчинення, розтріскування та доломітизації. Взагалі для карбонатних порід колекторів характерна різноманітна будова . пустотного простору, тому при їх вивченні, та інтерпретації даних ГДС доцільно виділити основи,', типи карбонатних колекторів. Перевага розвитку одного Із видів пустот визначає тип колектора. Два основні фактори - тріщинуватість та наступне розширення тріщин

• підземними водами приводять до появи нових типів пустот - тріщин та каверн. Зв'язок первинної.та вторинної пористості в карбонатних породах заключається в тому, що при однаковому напрямі процесу вилуговування, найбільш Інтенсивно він буде, проходити в гори- . зонтах з високою первинною проникністю середовища. Таким чином в цих горизонтах при формуванні вторинної пористості щз біяьзз по-

силиться неоднорідність карбонатних порід за рахунок селективного вилуговування окремих пустот та появи кавернозності в окремих зо' иах. На погляд Багрінцевої К. І. при вивченні кавернозності порід необхідно враховувати не тільки розмір пустот, а й умови їх формування. Поскільки генетична відмінність обумовлює і різну роль каверн в фільтргціано-ємкісних властивостях нафтогазових пластів, то в цьому випадку доцільно використаті термін "успадкована вторинна пористість" для визначення пустот, які виникли в породах з

<5

простою будовою порового простору та високою матричною пористости. В Іншому випадку.використовують термін "знову утворена вторинна пористість та кавернозність" для щільних пєлітоморфних порід. . • • •

Вплив нерозчинного залишку на колектооські властивості.

• 'За даними лабораторних досліджень керну та аналізу геоло-го-геофізичного матеріалу на формування колекторських властивостей карбонатних порід суттєвий вплив чинить нерозчинний залишок, більш точно, його пелітова фракція з розміром часток < 0,01 мм. На теперішній час серед геологів та геофізиків немає єдиної думки про зв’язок Інтенсивності утворення тріщин в вапняках з вмістом в . них нерозчинного залишку. Більшість погоджується з тим, що із

збільшенням вмісту в породі нерозчинного залишку., більш високий ■ ' о •

коефіцієнт тріщинуватості буде характерним для карбонатних відкладів з підвищеним вмістом глинистої речовини. Але з часом, "завдяки процесам вилуговування конфігурація та розміри тріщин суттєво змінюються. З одного боку в тріщинах виникають розширення, пустоти та каверни. В Іншому випадку, в породі з' підвищеним , вмістом глинистої речовини протікає процес. ; який "заліковує" тріщини . глинисто-бітумінозною' . речовиною,- різко погіршує фільтраційно-емхісні властивості карбонатів яайае до / самої "зу-

пинки" вторинних перетворень. Аналіз шліфів карбонатів девону (Тімано-Печорська провінція) та палеогену (Афгано-Тадаикська западина) показав, що вторинна пористість не розвивається по тріщинах в породах з відносно високим вмістом нерозчинного залишку, який в цьому випадку грає роль антикаталізатора по відношенню до процесів розчинення та доломітизації. Про негативний вплив глинистих домішок на процеси вилуговування в вапняках писали Гмід Л.П., Геккер Р.Ф., Конюхов К.Л.. Татарський В.Б., Теодорович Г.І. та інші. Звичайне у фахівців, які займаються промисловою геофізикою виникає питання - яка критична (гранична) величина вмісту нерозчинного залишку . (Снз.гр) в карбонатній породі зупиняє процес її розчинення. Для вирішення цього питання розглянемо петрофізич-ну модель виду Кп - Снз. .

'. Пєтройізична модель Кп - Снз. • ' • ' .

На основі аналізу результатів досліджень більш ніж 2000 зразків керну карбонатних відкладів встановлено, що відсотковий вміст Снз не .^перебільшує 18-22% в колекторах 1 може досягати 60-80% в неколекторах. Перехід від щільних карбонатів до глинис-то-алевролитових порід та мергелів характеризується тісними зв’язками коефіцієнту загальної пористості (Кп) з вмістом в породі нерозчинного залишку Снз. Що стостується порід-колекторів, які забезпечують притоки флюіїдів. т.о в них відсутня кореляція між Кп та Снз. При Снз < 18-22%, значення Кп змінюється від 0.5 до 30%. Це явище обумовлено тим, що величина Кп відображує в цьому випадку вміст флюїдів, які можуть рухатись, в відкритому ємкістному просторі. Відкритий (ефективний) ємкістний простір в неколекторах практично відсутній. Ця закономірність, як встановлено автором, виявилась характерною для карбонатних відкладів Тімано-Печорської провінції, Дніпровсько-Донецької та Афгано-Тадаикської западин.

- 13 - ' •

Аналіз цих петроі1зичних моделей показав, що для них характерні такі зони: 1. Зона колектора - Снз < 22%. Кп=Г(Снз): 2. Зона глинистого неколектора - Снз>22%. Кп=Г(Снз). Таким чином петрофізич-на модеоь Кп - Снз досить стійка, універсальна 1 характеризує карбонатні породи різного віку та різних рвгіонов. Цю модель (Кп

- Снз) автор використав як петрофізичну модель для розробки методики виділення карбонатних колекторів за даними ГДС. Факт Існування взаємозв’язку між Кп та показаннями нейтронного гама-каро-тажу (Інгк), Снз та показаннями гама-каротазсу (Ігк), дозволяє використати ці методи дослідження свердловин для оперативного виділення об’єктів випробувань в складних карбонатних, розрізах. Досвід підтвердив тотожність характеру графіків двомірних кореляцій Інгк - Ігк та Кп - Снз. Для неколекторів вони мають високі показники кореляційного зв'язку 1 для них виконується умова Кл^ПСнз). В колекторах зв'язок між Інгк та Ігк відсутній, а Кп=Г(Снз). Співставлення в одних одиницях кривих Інгк та Ігк, наприклад в одиницях Кпнгк, дозволяє виділити в розрізі свердло- ' вини колектори та неколектори. Для вирішення цієї- задачі автор використав спосіб, який запропонував Губерман Ш. А. Суть цього способу, в тому, що робиться припущення про незмінність функції ’ розподілення пористості для якоїсь досить потужної товщі, яка ко-релюється по всьому родовищу. З цього припущення витікає умова про стан розподілення амплітуд кривих НТК та ГК в цій товщі. При достатньому інтервалі усереднення пересічні значення Фізичних властивостей порід в межах цього інтервалу залишаються незмінними. Незмінними залишаються також дисперсії значень фізичних властивостей. Якщо взяти одну з геофізичних кривих за еталонну,. то ■ при нормальному законі розподілення вона буде описуватись статис-точними параметрами математичним.сподіванням Мет. та середньої-

. ~ к - .

вадратичним відхилиннян бэт. а крива, яку необхідно сгіївставити з еталонною, параметрами Мх та бх. Трансформація кривих.виконується ва допомогою лінійного співвідношення . . Хет=а*х+Ь '

. де а=бет/Сх: ь»Мет-а*Мх.

Таким чином, використовуючи статистичні характеристики карбонатного розрізу, вдається отримати формулу трансформації кривих в одцн масштаб. Співставляючи потім криві, які трансформовані в один масштаб, можливо виділити в розрізі колектори за ознакамі. які характерні для петрофізичної моделі Кп - Снз. Для отримання-чіткого критерію розподілення -карбонатного розрізу на класи ко-лектор-неколектор були вперше побудовані функції ймовірності розподілення трансформованих кривих ГК для продуктивних Інтервалів, які дали притоки флюїдів (газ, нафта, вода) та інтервалів, які не дали прит.оків флюїдів. Криві розподілень трансформованих значень ГК досить надійно розділили карбонатну товщу на колектори та не-колектори'з помилкою'1-го роду близькою до- 15%. Отримане граничне

X *• ■

значеня трансформованої кривої ГК виявилось практично сталим для карбонатних колекторів всих територій які досліджувались. Співставлення з петрофізичними даними показало, що критичному значенню трансформованої кривої ГК відповідає значення Снз. яке дорівнює 18-20%. ... .

Вплив поломітизапії на акустичні властивості карбонатів. •

В наш час більшість дослідників пояснюють вплив доломітизації (Сд) вапняків на величину інтервального часу (Тск) різною швидкістю ультразвукової хвилі в мінеральному каркасі вапняку та доломіту, або різною щільністю цих літологічних компонент (при однаковій, наприклад нульовій, пористості порід). Але сам характер залежності Тск=Г(Сд) трактується по-різному. Одні автбри

“ iS - •

(Іценко В.І.. Чахкачов В.Г., 1S73 р.) вваааить. цо Тск змінюється стрибкоподібно при доломітизації Сд=50%, інші (Шерман Г.Х.. Слукін A.B.. Сарцев В.Я.) відкидають гіпотезу про наявність "стрибка" на залежності Тск=ИСд) і наполягають на тому, що Тск монотонно зменшується з ростом доломітизації. Зрозуміло, що справедливість тієї чи Іншої точки зору'визначає ступінь ефективності акустичного каротажу при вирішенні такої важливої задачі, як розділення карбонатних порід на вапняки та доломіти. Для того, щоб побудувати залежність Тск=С(Сд), дані аналізів керну по співвідношенню СаС03 та CaMg(C03)2 були розбиті на шість (по класифікації Вишнякова С.Г.) груп. Для кожної групи порід була побудована залежність виду Тск» f(Кп). Екстраполяція ліній регресій в область з нульовою пористістю дала можливість отримати значення інтервального часу в мінеральному скелеті відповідного літстнпу та побудувати графік залежності Тск=ПСд). Величини Тск для карбонатів з різним ступенем доломітизації приведені втабл. і. Табл. 1.

Літотип Вміст Вміст Тск

кальциту % доломіту % мкс/м

1. Вапняк 100-95 0-5 ' 153

2. Доломітистій вапняк 95-75 5-25 152

3. Доломітовий вапняк 75-50 25-50 153

4. Вапняковий доломіт 50-25 . 50-75 153

5. Вагшяковистий доломіт 25-5 75-95 142

6. Доломіт _ 5-0 95-100 142

Таким чином залежність Тск=Г(Сд). яка отримана експеримен-

тальним шляхом має виразний стрибок в області значень Сд>70% (а не 50%. як припускав Іщенко В. І). Останнє пояснюється співвідношенням в породі зерен кальциту та доломіту. Для оцінки співвідношення кількості зерен кальциту та доломіту був проведений аналіз шліфів літотипів цих порід. Як видно на фотографіях шліЛів.ромбічні зерна доломіту стикаються при вмісті останніх більше 70%. -Математичні розрахунки також показали , що стикання зерен доломіту (різка зміна фізико-механічних властивостей матриці породи) виникає в тому випадку, коли доломітизація перевищує 10%. Отримані результати дають можливість ефективно використовувати дані акустичного каротажу не тільки для вирішення завдань класифікації карбонатних порід, але і для . оцінки їх ємкісних властивостей. .

Глава 3. Методика розділення карбонатних порід на колектори та ' неколектори з використанням статистичних характеристик розрізу.

Петрофізичною основою цієї методики є модель типу "керн-керн" (Кп- Снз). Характерна поведінка петрофізичних параметрів Кп та Снз для регіонів що вивчались, дозволяє використати цю модель, співставляючи відповідні геофізичні параметри Інгк Ігк (модель "геофізика-геофізика") для розділення карбонатного розрізу на колектори та неколекгори. Як відомо, кількісна оцінка та прогноз параметрів карбонатного розрізу виконується на основі всебічного вивчення всього комплексу геолого-геофізичних даних, які отримують в процесі дослідження свердловин, керну та результатів випробувань перспективних інтервалів. ,Звичайно, що випадок впливає на ці дані, тому для їх вивчення та' оцінки широко вико-

ристовують стаистичні методи. Ці методи дозволяють замінити геологічний об’єкт ідеалізованим об’єктом - математичною моделлю. Випадкова величина є зручною моделлю для формального представлення характеристик геологічних об’єктів. Основні властивості випад-, нової величини дозволяють використати їх для трансформації кривих ГДС в одні одиниці (одиниці пористості) у випадку нормального розподілення цих параметрів.

Трансформування кривих радіоактивного каротажу (РК) в одиниці Кпнгк з використанням статистичних характеристик розрізу.

Припустимо, що функція розподілення.коефіцієнту пористості для потужної карбонатної товщі на родовищі залишається-незмінною.

В цьому випадку статистичні-характеристики розрізу - математичне сподівання Мх та середньоквадратичне відхилення Ох також залишаю ться сталими. Візьмемо за еталон криву Кпнгк. Тоді відносно пет-рофізичної моделі Кп - Снз в неколекторах будуть мати місце рівняння: .

' М(Кпнгк)=М(Ігк); (ГДОшгк)“ (7(Ігк)'

Але. насправді, крива ГК відрізняється від еталонної Кпнгк. Відомо, якщо криву відобразити в двох різних масштабах, то відліки двох діаграм будуть зв’язані лінійним рівнянням

x“a*xlt+b

де а. b - постійні для даної діаграми. Використовуючи основні властивості випадкової величини Мх та Ох. отримаємо формулу трансформації .

М(Х) - atMiXj + b •

<Г(х) •

Визначимо постійні а,Ь в формулі трансформації:

а « b = Н(х) -'[(Т{х) / С(х1[)]«М(х1[);

Таким чином отримані формули для розрахунку коефіцієнтів

трансформації а і<і Ь. Для успішного використання дах формул необхідно проаналізувати розподілення коефіцієнту пористості відкладів, що вивчаються. •

Аналіз закону розподілення коефіцієнту пористості карбонатних відкладів.

Аналіз розподілень (Кп) карбонатних відкладів нижнього девону Тімано-Печорської провінції та нижнього карбону Дніпровсь-ко-Донецькоі западини показав, що вони підпорядковуються логнормальному закону розподілення з правою асиметрією - модальне значення Кп посунуто в область блокової (матричної) пористості породи. Такий тип розподілення характеризує карбонатні породи з складною будовою ємкісного простору - так звана "знову утворена пористість". Логнормальному закону розподілення підпорядковується також і природна радіоактивність цих відкладів та відповідний їй петрофізичний параметр Снз. Логарифмуючи ці параметри, отримаємо розподілення їх логарифмів близьке до нормального.

* >

Карбонати нижнього палеоцену Афгано-Таджицької западини роз- ■>

поділені нормально - вторинна пористість в них розвивалась по зонам з великою матричною пористістю - "успадкована .вторинна пористість". '

Таким чином для трансформації кривих ГДС в параметр Кпнгк важливо на першому етапі проаналізувати закон розподілення останнього, що дозволить не тільки вірно трансформувати криві, але й оцінити їх тип. Знаючи тип колектора в першому наближенні для "чистих" неглинистих колекторів . можливо методом Ларіонова В. В. розрахувати вторинну пористість по формулі: •

Кпвт=Кпнгк-Кп

де Кпвт - вторинна пористість (пористість каверн та тріщин); Кпнгк -'пористість яка розрахована за даними НГК; Кп -

■ ' ' - 19 - •

модальне значення пористості блоку (матриці) породи. "

•- Аналіз розподілень трансформованих кривих ігк та Інгк. .

Трансформування кривих ГК та НГК в одиниці пористості дозволяє вирішити ряд задач які . зв'язані з виділенням порід-колек-торів на основі петрофізичної моделі Кп - Снз.

■ 1. Трансформація кривої Інгк в Кпнгк передбачає приведення її до

■ стандартних умов, що в підсумку дає можливість порівнювати ці

дані по різних свердловинах. ■ '

2. Трансформація кривих Ігк теж приводить цей параметр до стандартних умов, що дуже важливо при півставленні їх як з кривими Кпнгк. так 1 між собоа. Результати співставлення трансформованих кривих показали, що колектори виділяються за ознакою Ігк-Кпнгк.

Але при такому тривіальному співставленні при Інтерпретації виникає цілий ряд неоднозначностей ( помилки 1-го та 2-го роду). Для підвищення якості інтерпретації на основі моделі Кп - Снз необхідно визначити граничні значення геофізичних параметрів (особ. ливо важливо зменшити відсоток помилок 1-го роду - пропуск колекторів). Співставлення трансформованих геофізичних- параметрів припливних та безприпливних "сухих" об’єктів показало, що:

а) гістограми розподілень Кпнгк колектора та неколектора практич-

но співпадають, тому розділити їх по величині пористості практично неможлива: , .

б) набагато "потужнішим" критеріальним параметром, який-ділить карбонатну товщу на колектори та неколектори виявився геофізичний параметр - трансформована крива ГК - І*гк. Аналіз розподілень трансформованих кривих І'гк різних регіонов- дозволив отг'їмати граничне значення кривої ГК. яка трансформована в одиниці Кпнгк:

1. Тімано- Печорська провінція (ГПП). Граничне значення

lgrncrp«0.8-0;85 . Помилка першого роду дорівнює відповідно

16-ш. ; ■ .

2. Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ). Граничне значення

lgI*ncrp»0.8-0,9. Помилка першого роду дорівнює 16-85?. - ■ .

3. ../Лгано-Тадацька западина (АТЗ). Граничне значення Г щр=5.6-6%. Помилка першого роду дорівнює 17-13%.

Таким чином, по результатах комплексного аналізу промислово-геофізичних даних трьох регіонів розроблена методика розділення • карбонатного розрізу на колектори та неколектори за допомогою граничного значення трансформованої кривої Ґгк, яке постійне для вивчених відкладів. Його розрахунок не потребує використання опорних пластів. Для розрахунку граничних значень трансформованої кривої Ггк використовуються статистичні характеристики карбонатного розрізу Мх та Ох. Стабільність граничного значення трансфор-г мованої кривої підтверджує петрофізичну модель Кп - Снз.

Природна радіоактивність карбонатних; відкладів та її

Інтерпретація кривої Ігк з метою оцінки нерозчинного залишку потребує використання рівняння виду Снз-ИІгк) - модель "пет-рофізика-геофізика". Рішення дієї задачі значно спрощується, якщо співставляти "петрофізику" з трансформованими крививми І гк. Якщо, підставити в рівняння виду Снз-f(І гк) граничне значення І гк. то отримаємо граничне значення Снз- . . .

Тімано-Печорська провінція (нижній девон) .

• lgIntrp-0.8 Снзгр-m .

• lglntrp-0.85 Снзгр«2155 . .

‘ Дніпровсько-Донецька западина (нижній карбон) • . -

' • , lglncrp-O.e ‘ снзгр-16* _ .

Шгсгр=0,9 . Снзгр-223»

Афгано-Таджицька западина (палеоцен) . ■

Ігкгр=6% Снзгр»222 ,

’ Рівняння, які зв'язують геофізичні параметри Ігк та петрофі-зичні Снз, підтверджують постійність граничних Параметрів ї гкгр та Снзгр при розділенні карбонатів на колектори та неколектори.

, Глава 4. Методика визначення літології карбонатів та оцінка

■ ' їх ємкістних властивостей за Даними методів НГК

та АК.

Для кількісної інтерпретації даних № та НГК - оцінки літології та пористості розроблено алгоритм в якому використовується "стрибок" на залежності Тск=Г(Сд). Цд залежність побудована за даним петрофізичних досліджень керну, але для Інтерпретації використовують інформацію,' яка отримана прй геофізичних дослідженнях свердловин. Тому для розробки алгоритму дуже важливо порівняти інформативність петрофізичних та геофізичних параметрів. Взаємозв’язок цих параметрів та факторів, які їх визначають, приведені в табл.2. Табл.2.

Літологія Петрофізика . Геофізика

і. Кпкерн=Г(Кп) 5. Кпнгк-ИКп) ■

Вапняки 2. Т-ПКп) 6. Так=Г(Кл.Кпк)

3. Кпкерн=Г(Кп) 7. Кпнгк=ИКп,Сд)

Доломіти 4. Т=ҐДОт«Сд) 8. Так=ґ(Кп.Сд,Кпк)

Як видно з таблиці 2 розділення карбонатів на вапняки та доломіти ;а петрофізичними параметрами можливо тільки за рахунок впливу доломітізації Сд на Т. Більш ефективно розділяються карбонати, ягдг використати геофізичні параметри Кпнгк та Так. З аналізу рівнянь, приведених'в табл.2 видно, що доломітизація впливає не • тільки на Тск, але й на Кпнгк. Таким чином суттєво збільшується ефект розділення порід за-геофізичщіми параметрами порівняно з петрофізичними. Для перевірки цих припущень.-були побудовані моделі типу "керн-керн" та "геофізика-геофізика" для карбонатів ТІШ та АТЗ. Співставлення рівнянь типу "керн-керн" та "геофізика-геофізика" показало, що: а) гргфіки Т-С(Кпкерн) для вапняків та доломітів за петрофізичними даними •розходяться". Ширина "літологічного коридору" при Кпкерн=1035 складає 18 мкс/м: б) графікк

Так=Г(Кпнгк) для вапняків та доломітів за геофізичними даними " розходяться" більш ефективно. Ширина "літологічного коридору" при Клнгк=10% складає ЗО мкс/м (вплив доломітизації не тільки на Так але 1 на Кпнгк). ' . '

Таким чином зрозуміло.' ідо для класифікаціІ карбонатів на вапняки та доломіти більш ефективне використання геофізичних параметрів Так та Кпнгк. ,.

' . Вплив доломітизації на Кпнгк ' '

.Для оцінки впливу доломітизації на Кпнгк.були побудовані залежності мі» пористістю, визначеною на зразках керну Кпкерн, яка в чистих неглинистих зразках наближається до ефективної (Кпеф). та загальною пористістю, яка розраховувалась за даними НГК (Кпнгк). Співставленая Кпеф та Кпнгк проводилось по вибірках ‘з'доломітів (Сд>75Я) та вапняків (Сд<25%). в результаті були отримані кореляційні залещості: _ ■ ;

- 23 -

Доломіти: Кпеф-0.8»Кпнгк-0.54 '

Вапняки: !Спєф=0.9*Кпнгк-0,14

ЦІ рівняння дозволяють враховувати вплив доломітизації на 'Кпнгк(при ВІДСМЙ літології).

Вплив вторинної пористості на Так.

Зміна швидкості повздовжніх хвиль, які реєструються при акустичному каротажі при одинаковій пористості гірських порід в основному обумовлена різницею в модулях пружності кавернозних та тріщинних порід, якщо порівнювати їх з породами, для яких характерна міжгранулярна (міязернова) пористість. Добринін В.М. запропонував в середовищах з складним поровим ¿простором використати рівняння, в яких потрібно враховувати пружні характеристики, типові для літотапіз гірських порід. Знання . літології та відповідних цій породі коефіцієнтів стискання пор породи, твердої Фази та флиїда, який заповнює пори, дозволяє розрахувати коефіцієнт стискування породи, яка вміщує тріщини та каверни. Ця Ідея Добриніна В.М. використана в алгоритмі кількісної інтерпретації даних НТК та АК. .

Алгоритм кількісної Інтерпретації дагшх ГДС. '

-Алгоритм, включає такі операції: • ■

1. Виділення колектора на основі петрофізичної моделі Кп - Снз. ■

2. Оцінка літології (вапняк - доломіт) на основі петрофізичної

моделі Т-Г(Сд). - .

3. Введення поправок за літологію в Кпнгк.

4. Розрахунок вторинної пористості (Кпт - коефіцієнт тріщинної пористості, Кпк - коефіцієнт кавернозної пористості).

Результат роботи програми - таблиця обробки та інтерпретація пер- / елективних інтервалів. Таблиця складається з файлу вхідних даних: інтервал, Кпнгк, Т, та Файлу рззультатів інтерпретації: Кп, Кпк,

Кігг, ЛІТОЛОГІЄ. •

Виділення колектор^ з підвищеною радіоактивністю.

В деяких випадках карбонатні породи-колектори на кривій га-ма-каротажу відрізняються значеннями, які характерні для глинистих порід. Аналіз зразків керну та шліфів показав, що в таких породах збільшується вміст бітуму, який концентрується в тріщинах та кавернах. Вивчення радіоактивності таких порід показало, що в них співвідношення Th/U, K/U меньше одиниці, при досить високій загальній гама-активності А>4 г екв Ra*10 , тобто в цих відкладах підвищена гама-активність пов'язана з підвищеним вмістом урану, який в свою чергу зв’язаний з бітумінозністю. Цей факт дозволив використати дані ГК та НГК для виділення таких порід. Якщо в глинистих неколекторах витримується кореляційний зв’язок Кпнгк=Г(Ігк), то в бітумінозних породах цей зв’язок порушується. Якщо співставляти трансформовані криві Інгк та Ігк (в одиницях Кпнгк), то можливо виділити бітумінозні породи за ознакою (Кпнгк < Кпбл. ,І*гк>І*гкгр). Використання цього алгоритму дозволяє виділити в карбонатному розрізі породи з підвищеною • гама-ак-тивністю. які часто бувають колекторами.

Глава -5. Результати апробації методики виділення колекторів та оцінка їх вторинної пористості.

' Сталість граничного значення величини нерозчинного залишку 1 відповідного йому значення трансформованої кривої І гк для карбонатних відкладів різного віку та різних регіонів, дозволило скласти універсальний алгоритм, який особливо ефективний при оперативній інтерпретації, коли важливо розділити розріз на колектори та неколектори та визначити об'єкти випробувань.

Приклали виділення колекторів та оцінки їх літології. .

Використовуючи цю методику, були виділені колектори з оцінкою їх підрахункових параметрів для девонських відкладів для ■Північно-Сарембсйського та Хосолтанського родовищ з подальшим захистом в ТКЗ ВГО "Архангельськгеологія". В межах Афгано-Таджиць-кої западини виділені колектори, як на стадії оперативної інтерпретації (площі Сульдузи. Буюман. Пушион)'. так і при підрахунку запасів - родовище Бештентяк. В межах Дніпровсько-Донецької западини методика випробувана на таких площах: Загорянська, Мачухсь-ка, Рясківська. Личківська, Краслянська. Селюхівська). В виділених Інтервалах отримані притоки флюїдів, як в відкритому стволі, так 1 в колоні. . * •

Закономірності варіації-граничного значення природної га-ма-активності в карбонатних відкладах.

Вивчення карбонатних відкладів родовищ Північно-Сарембойсь-кого. Хосолтанського та Бештентяк показало, що при постійності граничного значення трансформованої кривої ГК (^І'гк=0.8) граничне значення реальної кривої ГК змінюється в широких межах (від 1.8 мкр/г до 3.8 мкр/г) в залежності від розміщення свердловини на структурі). Схоже явище в зонах аномально високих пластових тисків'спостерігав Добринін В.М., який пояснює це порушенням рухомої рівноваги в гірський породі за рахунок видалення з неї якоїсь кількості іонів калію та урану. Це приводить до зміни первісної природної гама-активності карбонатних порід в зонах формування родовищ вуглеводнів. Це явище дозволяє прогнозувати поклади вуглеводнів за даними ГДС. що особливо актуально при' дослідженні структур, які глибоко занурені. '

Висновки ’ .

В роботі узагальнені дані, які отримані при вивченні карбо-

натних розрізів свердловин Тімаио-Печорської провінції (девон). Афган'о-Таджикської западини (палеоген) та Дніпровсько-Донецької Западини (карбон). Ці дані дозволили побудувати петрофізичну модель карбонатного колектора на базі якої розроблена та широко випробувана методика його виділення та вивчення за даними ГДС.

В основі методики лежить:

1. Петрофізична модель Кп - Снз (Інгк- Ігк), яка передбачає співставлення діаграм нейтронного гама- та гама- каротажу, які трансформовані в одні й ті зк одиниці (одиниці пористості Кпнгк).

2. Петрофізична модель Тск=КСд). Стрибкоподібна зміна Тск при

доломітизації вапняків, а не монотонна, як передбачалось раніше, дозволяє вирішити задачу класифікації карбонатів на два літотипи .

- вапняки та доломіти, широка апробація методики в свердловинах різних регіонів показала високу ефективність її використання, особливо на етапі оперативного виділення колекторів. ' _

Важливо відмітити'наступне: ‘

. 1. .Універсальність базової моделі Кп - Снз. Співвідношення між

• пористість» та величиною нерозчинного залишку Кп=ИСнз) .для неко-лекторів та Кп=ПСнз) для колекторів характерно для карбонатів-різного віку. '

2. Постійність граничного значення величини нерозчинного залишку

(Снзгр=17-22%), яке ділить карбонатну товщу на два класи - колек- . тор-неколектор. ■

3. Постійність граничного значення геофізичного параметру трансформованої кривої І гк (1^1 гк=0,8-0,9). яке ділить карбонатну товщу на два класи - колектор-неколектор. 4. Спосіб визначення літології карбонатів за даними АК та НГК, який фізично обгрунтований та впроваджений в практику.

Методика виділення та вивчення колекторів базується на по-

няттях теорії ймовірності та математичної статистики, цо дозволяє зменшити суб єктавні помилки 1 автоматизувати процес обробки та Інтерпретації матеріалів ГДС. Розроблений пакет Програм .. який реалізує методику, входить в вигляді окремого блоку в систему обробки та інтерпретації даних ГДС "Підрахунок".

Основні положення дисертації опубліковані в таких роботах:

1. Сборник программ для обработки и интерпретации геоло-го-геофизической информации на микро-ЭВМ тип БЗ-34.- Архангельск. 1987,- 37с. (совместно с Курганским В.H.. Сало А.И.).

2. Решение некоторых задач промысловой геофизики ка ПМК

"Электроника - 52“ (Методические рекомендации). Киев,- 1989.-42с. (совместно с Курганским В.Н., Якимчухом H.A.). •

3. Выделение карбонатных пород нижневизейских отложений по данным промысловой геофизики в пределах ДДВ //Вестн. Киев, ун-та. Геология. 1986.- Вып.5. С.23-25 (совместно с Курганским В.Н.).

4. Использование тизорных петрофизических характеристик для

повышения достоверности интерпретации данных ГИС //12 Есесоюзн. конференция молодых научных сотрудников. Геология и.геофизика Восточной Сибири: Тез.' докл.- Иркутск, 1986,- С.71 (совместно с Выжвой С. А.). ■

5. Использование данных промысловой геофизики для выделения

коллекторов и определения их емкостных свойств //Вестн. Киев, ун-та. Геология. 1987,- Вып.6. С.42-46 (совместно с Курганским В. Н.. Лакомовой С. И.). '

6. Использование данных геофизики для выделения' карбонатных коллекторов определения их литологии и емкостных свойств в северо-восточной части Тимано-Печорской провинции// Материалы 1 республиканской школы-семинара молодых геофизиков Украины:-Киев. 1986. С. 178-179. Деп. ВИНИТИ. 10.09.1987, N 7768-В.87.

- 28 - '

7. ПетрофизическиЙ анализ возможностей оперативного выделения коллекторов в неоднородных- карбонатных разрезах//Вестн. Киев, ун-та. Геология.- 1989.-Вып.8. С.52-59. (совместно с Златполь-ским С.С.. Курганским В.Н.. Лахнюком В.М.).

8. Определенна литологии пород карбонатного разреза по дан-

■ка',геофизических исследований скваяин в Тимано-Печорской провин-цкп//рестн. Киев, ун-та. Прикл. геохимия и петрофизика. 1989-Вып. 16.-С. 89-92. (совместно с Курганским В.Н.). . ,

9. Использование данных гамма-каротажа и нейтронного гам-

на-каротага при выделении карбонатных коллекторов повышенной ра- . диоактазности//Вестя.Киев.ун-та. Геология. 1990 -.Вып.9. С.'25-29 (совместно с Курганским В.Н.). .

10. Уточнейие литологии и определение емкостных свойств карбонатных пород по данный ГИС 'на примере Тимано-Печорской провинции) //Геология и нефтегазоносность' Севера Европейской части СССР Под ред. Россихина D.A. Труды ЗапСибНИИГРИ. Тюмень. 1990. С.19-24 (совместно с Грибасом В.П.. Курганским В.Н., Сало А..И.).

11. Определение литологии и емкостных свойств * карбонатных пород по данным акустического и нейтронного-гаыма каротажа (на пршере Тимано-Печорской провинции). //Вестн. Киев, ун-та. Прикладная геохимия и петрофизика. • 1991 - Вып. 17. С.170-174. (совместно с Курганским В.Н.). . ^

12. Использование статистических характеристик карбонатного разреза для выделения коллекторов (на примере нижнедевонских от-яотешй Северо-Сарембойского месторождения)//Труды ПГО "Архан-гельскгеология*, Архангельск'. 1992. С. 17-23.

. 13. Визначення структури істотного простору складнопобудо-

ваняих порід-коллекторів по даним ГДС (на прикладі Бештентяксько! шшЦ Афгано-ТадшицькоІ западини) //Вісн. Київ, ун-ту. Геологія. -

1994 - Випуск 12 С. 48-57. (разом з Вижвою С. А.).

- 14. Петро® Ізнчна модель карбонатного коллектора нафти та газу

Абгаао-Тадацької западини //Вісн.Київ.ун-ту. Геологія,- 1994 -Випуск 12 С.66-70. (разом з Курганським В.Н.). . .

Храпак В.В. Петрофизическая модель карбонатного нефтегазоносного коллектора как основа его выделения и изучения по данный геофизических методов исследований сквагин.

‘ Диссертация на соискание ученой ' степени кандидата геоло-го-минералогических наук по специальности - 04.00.12 - геофизические методы поисков и разведки месторождений’ полезных ископаемых. Киевский университет им.Тараса Шевченко. Киев. 1994г. ■ •

' В диссертации рассмотрена методика разделения карбонатных пород на коллекторы и неколлекторы с использованирм статистичес- * ких характеристик разреза . что исключает влияние субъективного фактора на результаты интерпретации данных геофизических методов исследований скважин.Петрофизической основой этой ' методики явилась характерная взаимосвязь коэффициентов пористости и нерастворимого остатка - корреляция в неколлекторах и отсутствие корреляции в коллекторах. Методика широко апробирована при выделении коллекторов на различных площадях Тимано-Печорской провинции Днепровско-Донецкой и Афгано-Таджикской впадин. '

: Ключевые слова:карбонатный коллектор, петрофизическая модель. геофизические методы исследований скважин, статистические характеристики карбонатного разреза. • '

Khrapak V.V. Petrophysical model .of the carbonate oil-gas reservoir as the base of Its.separation’and investigation according to logging data. .

Doctor phylosophy thesis on speciality 04.00.12.: -geophysical prospecting of mineral resources.

The thesis deals with a tecnlque of separation the carbonate rocks on reservoirs and nonreservoirs by' using statistical characteristics of the . section. The tecnlque excludes the

■ Influence of subjective factor during the Interpretation of logging data. The petrophysical base Is a characteristic relationship of the coefficient of porosity and the unsoluble remainder. The tecnlque is widely used during the separation of the reservoirs from various areas of Dnleprovo-Donets depression. Afgan-Tadjlc depression and Tlman-Petchora province.

Key words: carbonate reservoirs, petrophysical nodel.

geophysical methods of Investigation of wells, statistical characteristics of the carbonate section.