Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным коллекторам

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

Автореферат диссертации по теме "Разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным коллекторам"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

Р Гб ол

*" /г ''

■ }..иИ I.

Лопатин Александр Юрьевич

РАЗРАБОТКА АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ МЕТОДИКИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ПРИМЕНИТЕЛЬНО К СЛОЖНЫМ КАРБОНАТНЫМ КОЛЛЕКТОРАМ

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2000г.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им И.М. Губкина на кафедре геофизических информационных систем.

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор М.М Элланский

Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор В.В.Стрельченко кандидат геолого-минералогических наук, доцент . A.B. Дахнов

Ведущее предприятие: ООО «Оренбурггазпром»

Защита диссертации состоится «1Н ».НС^С^72000г. в часов на заседании специализированного совета Д.053.27.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа им ИМ Губкина да адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект 65, ауд.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа. Автореферат разослан «.$>..» 2000г.

Ученый секретарь специализированного совета, | кандидат геолого-минералогических наук, доцент

Петров

gD9S3 У ~ 2 £ ЛГУ. С

Актуальность работы. Эффективность изучения продуктивных карбонатных отложений по скважинным данным, в том числе по данным геофизических исследований скважин при поисках и разведке месторождений нефти и газа существенно ниже, чем терригенных отложений. Можно указать две причины такого положения дел.

Во-первых, продуктивные карбонатные отложения намного сложнее терригенных. Зачастую они имеют сложный литологический состав. Их пустотное пространство, в отличие от терригенных пород, имеющих обычно только межгранулярные поры, представлено также трещинами и кавернами.

Во-вторых, в связи с их сложным строением для их изучения необходим более полный комплекс ГИС и соответствующие этому комплексу общие модели петрофизических взаимосвязей, учитывающие все существенные факторы, влияющие на фильтрационно-емкостные характеристики карбонатных отложений и измеряемые геофизические величины.

Поэтому проблема совершенствования комплекса геофизических исследований и методик комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным отложениям является весьма актуальной.

Цель работы. Разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС для сложных карбонатных отложений. Сложными будем считать карбонатные отложения, имеющие сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства.

Основные задачи исследований. Для достижения этой цели были поставлены и решены следующие задачи:

• расширение набора характеристик сложных продуктивных карбонатных отложений для решения задач поисков и разведки залежей нефти и газа по данным ГИС;

• формирование общих моделей петрофизических взаимосвязей и их объединение в систему, с помощью которой можно было бы оценивать по данным

ГИС рекомендованный расширенный набор характеристик сложных продуктивных карбонатных отложений;

• разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС, позволяющей а) оценивать рекомендованный расширенный набор характеристик продуктивных карбонатных отложений и б) с помощью этого набора повысить эффективность решения задач комплексной интерпретации данных ГИС при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа.

• опробование разработанной методики на фактических материалах.

При решении указанных задач широко использовались результаты изучения многомерных моделей петрофизических взаимосвязей и создания методик интерпретации данных ГИС в карбонатном разрезе, полученные отечественными и зарубежными исследователями: В.Н. Дахновым., С.Г. Комаровым., И.Е.Эйдманом, Б.Ю. Вендельштейном, В.М. Добрыниным, М.М. Элланским, Я.Н. Абдухаликовым, Г.А. Арчи, Я.Н. Васиным, Л.П. Брагиной, М.Р.Вилли, И.П. Дзебанем, Г.Г. Доллем, Г.М. Золоевой, Н.З. Заляевым, В.П. Иванкиным,

B.Ф. Козяром, Ф.Ф. Котяховым, А.М. Нечаем, Л.И. Орловым, H.A. Перьковым,

C.Г. Пирсоном, Е.А. Поляковым, A.B. Ручкиным, В.В. Стрельченко, Б.И. Туль-бовичем, Н.В. Фармановой, М.Д Шварцманом, Г.А. Шнурманом и др.

НаучняЯ НОВНЗРа,

• Предложен расширенный набор характеристик продуктивных карбонатных отложений, который а) может быть оценен по данным ГИС и б) позволяет более эффективно решать задачи комплексной интерпретации данных ГИС.

• Сформирована система общих моделей петрофизических взаимосвязей для комплексной интерпретации данных ГИС, позволяющая оценивать по данным ГИС предложенный диссертантом расширенный набор характеристик продуктивных карбонатных отложений. В эту систему вошли как модели, созданные отечественными и зарубежными исследователями, так и собственные разработки диссертанта.

• Разработана автоматизированная методика комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным отложениям, реализованная в алгоритме и программе "Карбонаты-2000".

Практическая ценность.

• Автоматизированная методика комплексной интерпретации данных ГИС, реализованная в программе «Карбонаты-2000», может быть использована на всех стадиях освоения месторождений нефти и газа, позволяя:

1. Повысить эффективность решения поисково-разведочных задач: а) выделения коллекторов, б) оценки вида получаемой из них продукции (безводные нефть и (или) газ, нефть и газ с водой, вода без нефти (газа), в) прогноза фазовых проницаемостей и дебитов нефти, газа и воды с учетом степени гидрофобизации коллекторов,

2. Повысить эффективность геофизического контроля разработки месторождений, в том числе а) оценки текущего коэффициента вытеснения нефти (газа), б) количественного выделения трех стадий обводнения коллекторов, в) прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти или газа,

3. Выделять перспективные объекты для последующего бурения горизонтальных скважин, а также проводить геофизические исследования в вертикальных и горизонтальных обсаженных скважинах с целью более достоверной оценки работающих и заводненных толщин.

• Получаемые с помощью автоматизированной методики прогнозные оценки дебитов нефти и газа по данным ГИС могут быть сопоставлены с фактическими дебетами, в результате чего появится возможность более обоснованно принимать решения о целесообразности проведения мероприятий по интенсификации притока из пласта.

Апробация работы.

1. Основные .положения диссертации докладывались на третьей всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам га-

зовой промышленности России (Москва. 1999) и на XV Губкинских чтениях (Москва. 1999).

2. Программа «Карбонаты-2000» передана для опробования и внедрения в тематическую партию по подсчету запасов «РРК- Самара», в фирму «Пангея», а также передана для опробования в Научный Центр при Китайском Нефтяном Университете (г.Пекин).

3. Программа «Карбонаты -2000» используется в учебном процессе: а) в курсе «Компьютерное моделирование и современные компьютерные технологии» для студентов-геологов, б) в курсе «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа» для магистрантов направления 553200, в) в УИЦ при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина для специалистов производственных предприятий по направлениям: «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа» и «Подготовка необходимого и достаточного объема геологической информации для создания надежных систем разработки нефтяных и газовых месторождений».

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем составляет 126 страниц, включая, 48 рисунков, 3 таблицы, список литературы 75 наименований. В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных соискателем в период 1997-2000 годы во время учебы в аспирантуре РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина при кафедре ГИС.

Автор выражает благодарность научному руководителю доктору геолого-минералогических наук профессору М.М. Элланскому, а так же В.В. Стрель-чеико, А.И. Ипатову, Е.Е. Алтухову, Т.Ф. Дьяконовой, Д.А. Кожевникову, М.И. Кременецкому, H.H. Марьенко, оказавшим диссертанту помощь при подготовке настоящей работы.

Содержание работы

Автор проанализировал предшествующие работы зарубежных и отечественных специалистов по автоматизированным методикам комплексной интер-

претации данных ГИС (глава 1). Основное внимание было уделено тем из них, которые предназначены для продуктивных карбонатных отложений.

В результате этого анализа были сделаны следующие выводы:

1) во многих методиках используется не системный подход к комплексной интерпретации данных ГИС:

• данные каждого геофизического метода используются для оценки какой-то одной характеристики пласта: либо открытой пористости, либо глинистости, либо нефтегазонасыщенности,

• вследствие этого в показания каждого метода вводятся поправки, учитывающие влияние других характеристик, например, в показания метода, используемого для оценки открытой пористости, вводятся поправки за глинистость и нефтегазонасыщенность;

• вводимые поправки считаются независимыми и вводятся поочередно, хотя на самом деле это не так; например, поправка в показания нейтронных методов, учитывающая плотностной (экскавационный) эффект, зависит от совместного влияния на плотность породы глинистости, нефтегазонасыщенности и сложного литологического состава матрицы породы;

• в применяющихся методиках не имеется четких указаний, как в каждом конкретном случае решать вопрос о необходимости введения тех или иных поправок.

2) большинство методик позволяет оценивать ограниченный набор характеристик продуктивных отложений, что недостаточно для эффективного решения поисково-разведочных задач: выделения коллекторов, оценки характера их насыщения, прогноза отдающих возможностей и т.д.

3) глина рассматривается как однокомпонентная система, в результате чего, во-первых, невозможно учесть полностью ее влияние на геофизические характеристики, а, во-вторых, оценить важнейшую компоненту остаточной водо-

насыщенности коллектора - количество адсорбированной воды в порах коллектора.

Наиболее приемлемая, с точки зрения цели настоящей работы, является методика, реализованная в программе "Карбонаты - Универсал". Однако и к ней имеются следующие замечания:

• проницаемость всех типов продуктивных отложений рассчитывается по формулам, справедливым только для отложений порового типа.

• коэффициент гидрофобизации рассчитывается в предположении о том, что смачивается только активная (глинистая) поверхность пор.

в остаточная водонасыщенность и нефтегазонасыщенность не расчленяются на составляющие их компоненты.

Первая задача, решаемая диссертантом: выбор расширенного набора характеристик продуктивных карбонатных отложений, позволяющего более эффективно решать задачи комплексной интерпретации данных ГИС. При решении первой задачи диссертант на основе разработок перечисленных ранее исследователей предлагает следующий набор характеристик продуктивных отложений:

• открытая пористость,

• глинистость, содержание известняка, доломита, песчаника, ангидрита, гипса, соли,

• текущие и остаточные нефтегазонасыщенность и водонасыщенность;

• абсолютная проницаемость, а также эффективные и фазовые проницаемости по нефти, газу и воде,

• коэффициент гидрофобизации,

• дебиты и нефти, газа и воды и коэффициент продуктивности.

В предлагаемом наборе курсивом выделены характеристики, определяемые с помощью ранее разработанных методик интерпретации данных ГИС. Перечисленный набор характеристик (естественно, при условии, что он будет оп-

ределен в результате комплексной интерпретации данных ГИС) позволит повысить эффективность решения следующих задач:

• выделения в разрезе скважины коллектора, оценки его литологии и типа пустотного пространства,

• оценки вида продукции, получаемой из коллектора: а) безводной нефти (безводного газа), б) нефти и (или) газа с водой и в) воды,

• оценки степени (коэффициента) гидрофобизации коллектора,

• оценки абсолютной, эффективных и фазовых проницаемостей коллектора по нефти, газу, воде,

• оценки дебитов нефти, газа и воды и коэффициента продуктивности коллектора,

• оценки текущего и прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти (газа) с разделением последнего на две компоненты: а) безводные нефть и(или) газ и б) нефть и (или) газ с водой,

• количественной оценки трех стадий обводнения коллектора при разработке залежи нефти или газа: а) коллектор отдает безводные нефти или газ, хотя в нем есть подвижная вода, б) коллектор отдает нефть (газ) с водой, в) коллектор отдает воду, хотя в нем могут быть остаточные углеводороды.

Вторая задача, решаемая диссертантом: создание системы общих моделей петрофизических связей, позволяющей оценивать по данным ГИС выбранный набор характеристик продуктивных карбонатных отложений (глава 2).

Предлагаемая система общих моделей петрофизических взаимосвязей состоит из 3 подсистем:

1. Модели взаимосвязей геофизических величин (электрического сопротивления, естественной радиоактивности и т.д.) с "базовыми" характеристиками продуктивных пород (открытой пористостью, нефтегазонасыщенностью пласта, и зоны проникновения, литологическими характеристиками), то есть с характеристиками, непосредственно связанными с геофизическими величинами);

2. Модели, описывающие взаимосвязи между базовыми характеристиками: а) открытой пористостью, глинистостью, карбонатностью и пористостью «скелета» породы, т.е. максимальной пористостью продуктивных отложений, б) водонасыщенностью пласта в зоне проникновения фильтрата бурового раствора и его же водонасыщенностью в зоне, не затронутой проникновением. К этой же группе моделей относится также модель «нормировки», приравнивающая сумму всех компонент породы к единице.

3. Модели, отражающие взаимосвязи характеристик, непосредственно не связанных с геофизическими величинами (остаточных водо-, нефтегазонасы-щенности, абсолютной, эффективных и фазовых проницаемостей) с базовыми характеристиками продуктивных пород.

Отметим некоторые особенности моделей предложенной системы.

• допускается, что, по аналогии с терригенными породами, карбонатные отложения порового типа состоят из скелета породы, то есть породы, имеющей максимальное значение открытой пористости, а также карбонатного и глинистого цемента;

• глинистый и карбонатный типы цемента рассматриваются как двухкомпо-нентные среды, состоящие из твердой компоненты и порового пространства; это позволяет учитывать влияние на геофизические величины и фильтра-ционно-емкостные свойства продуктивной породы отдельно твердых компонент цемента и остаточной воды и углеводородов адсорбированного и капиллярного типов, находящихся в поровом пространстве глинистого и карбонатного типов цемента.

• в модели сопротивления предусмотрена возможность расчета структурного коэффициента т для каждого прослоя (при попластовой интерпретации) или «точки» (в случае «непрерывной» интерпретации); если в процессе интерпретации выясняется, что данный объект обработки данных ГИС имеет пониженное сопротивление при наличии вторичных пустот, коэффициент т пересчитывается по формуле Ж.С. Расмуса.;

• остаточные водо- и нефтегазонасыщенность расчленяются на следующие компоненты: а) остаточные вода и углеводороды, находящиеся в макрокапиллярах породы, б) адсорбированные вода и углеводороды, в) капиллярные вода и углеводороды; выделение этих компонент позволяет произвести количественный учет влияния минерализации пластовой воды на фильтраци-онно-емкостные свойства продуктивной породы.

• абсолютная проницаемость рассчитывается с учетом типа пустотного пространства породы.

Третья задача, решаемая диссертантом: разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС с использованием предложенной системы многомерных моделей петрофизических взаимосвязей (глава 3). При разработке этой методики была предпринята попытка применения системного подхода для интерпретации данных ГИС, который выражается в следующем:

• данные каждого геофизического метода рассматриваются как многомерная функция а) открытой пористости, б) водонасыщенности породы, в) водона-сыщенности зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в породу, г) глинистости и д) литологического состава «скелета» породы,

• модели, описывающие взаимосвязи каждой геофизической величины с перечисленными характеристиками продуктивных пород, объединяются в систему уравнений, решение которой и представляет собой результат комплексной интерпретации данных ГИС,

• эти модели имеют вероятностный характер, поэтому, в отличие от систем детерминированных уравнений, а) число уравнений должно превышать число неизвестных характеристик и б) должны использоваться методы решения системы уравнений, отличные от методов, используемых для решения систем детерминированных уравнений.

• при практической реализации системного подхода из-за некачественной регистрации данных ГИС, а также ненадежной эталонировки геофизических

величин решение системы интерпретационных уравнений может приводить к большим ошибкам; • поэтому при разработке методики был использован «метод последовательных приближений» решения задачи комплексной интерпретации данных ГНС; этот метод заключается в следующем: а) сначала допускается, что порода имеет только межгранулярные поры, и оцениваются ее глинистость (по данным ГК и сопротивления) и открытая пористость (по данным АК, НГК ГГК и сопротивления), б) в результате анализа различных оценок открытой пористости определяется тип пустотного пространства изучаемого интервала разреза, в) уточняются оценки открытой пористости и глинистости этого интервала и находятся оценки всех остальных его характеристик, г) определяется, является ли изучаемый интервал коллектором и если является, какая продукция будет из него получена (безводные нефть или газ, нефть или газ с водой, вода), д) оцениваются линейные запасы углеводородов, прогнозные значения дебитов нефти, газа и воды, текущий и конечный коэффициент вытеснения нефти или газа.

Автоматизированная методика комплексной интерпретации данных ГИС разрабатывалась для «полного» и «неполного» комплексов ГИС. В первом случае на «вход» программы «Карбонаты-2000» подаются следующие геофизические величины: удельное сопротивление породы, «нейтронная», «акустическая», «плотностная» пористости и показания гамма-метода в относительных единицах. Во втором - те же геофизические величины за исключением плотно-стной пористости. Для полного комплекса ГИС при решении этих задач используется «кросс-плот» «плотностная пористость - нейтронная пористость». При этом допускаются любые смеси по две компоненты из известняка, песчаника, доломита, ангидрита, гипса. Кроме того, порода может быть идентифицирована как соль.

Для неполного комплекса ГИС используется «кросс-плот» «акустическая пористость - нейтронная пористость». Возможные варианты литологического

состава породы сокращены до трех: а) «смесь» известняка и доломита и б) «смесь» известняка и гипса, в) соль.

В обоих вариантах методики комплексной интерпретации данных ГИС сначала оценивается глинистость породы: по данным методов сопротивления и естественной радиоактивности. Обе оценки могут либо отражать «истинную» глинистость породы, либо систематически завышать ее.

Сопоставляя обе оценки глинистости, удается выделить аномально радиоактивные пласты, пласты, находящиеся в переходной зоне залежи, и пласты, содержащие трещины.

В качестве предварительной оценки глинистости используется минимальная из двух оценок глинистости.

Далее предварительно оцениваются водонасыщенность породы и открытая пористость. Последняя оценивается тремя методами: по сопротивлению, по данным нейтронного или нейтронного - гамма метода, по данным акустического метода.

В результате сравнения трех оценок открытой пористости выделяются следующие типы пород:

а) соль («акустическая» пористость существенно выше «нейтронной», пористость по сопротивлению ниже двух других),

б) карбонатная порода трещинного типа (акустическая пористость выше нейтронной, пористость по сопротивлению выше двух других),

в) карбонатная порода порового типа (либо три оценки пористости близки, либо пористость по сопротивлению отличается в ту или другую сторону от близких оценок нейтронной и акустической пористости),

г) карбонатная порода порово-кавернового типа (пористость по сопротивлению близка к нейтронной, а последняя существенно выше акустической пористости),

д) карбонатная порода порово-каверново-трещинного типа, для которой оценки нейтронной и акустической пористости «ведут себя» так же, как и в

предыдущем случае, а пористость по сопротивлению выше нейтронной. Структурный коэффициент для такой породы пересчитывается по формуле Ж.С. Расмуса, после чего заново проводится вся интерпретация данных

Для пород порово-каверново-трещинного, трещинного и порово-кавернового типов при оценке вторичной пористости (вернее, доли трещин и каверн в объеме открытых пор) используется построенный теоретически В.М.

. Добрыниным «кросс-плот» «интервальное время пробега продольных волн -общая пористость»,:

Далее оцениваются остаточные водо- и нефтегазонасыщенность:

Яов =

I, Кп ) Ки

(1-^гфб)

(, „ Ап.втор^ Ап.втор

Конг = Конг.скел • 1 - Р--- -I--- • Лонг.втор +

V. Кп ) Кп

+ В ■ 11 - В - ^'!1'ВТ°Р | . и - Хонг.скел - Яов.скел)+ ; I,. ' .Кп.) 1-йгфб

где,- р = Кгл • Жадс+А"карб ■ ЕУкап . ^ Коцг_ осхаточная водо. и нефтегазонасьнцен-Кп

носггь породы, Ков.скел., Яонг.скел. остаточная водо- и нефтегазонасыщенность «скелета» породы; Аов.втор, Яонг.втор - остаточная водо- и нефтегазонасыщенность вторичных пустот; Кп, А"п.втор - открытая и вторичная пористость; й-фб - коэффициент гидрофобизации; 1¥адс, 1Укт - содержание адсорбированной и капиллярной воды в порах соответственно глинистого и карбонатного цемента. Коэффициент гидрофобизации рассчитывается следующим образом.

... ,, Ков-Къ

Ягфб=—--;

Аов

где Кь -текущая водонасыщенность, определенная по данным метода сопротивления, Ков - остаточная водонасыщенность, определенная с помощью рассмотренной модели при допущении, что порода гидрофильная.

Абсолютная проницаемость для пород с поровым типом пустотного пространства рассчитывается по формуле, полученной М.М.Элланским и являющейся модифицированным вариантом формулы Козени-Кармана:

8-Гг

Лпр.або - о ^

где у -просветность поровых каналов, равная ЧР = —, Т- извилистоть,

V Рп

равная -1РпКп , Япор -радиус «фильтрующих» поровых каналов.

Для оценки абсолютной проницаемости пород порово-кавернового типа диссертант использовал эту же формулу, но при расчете просветности перового пространства исключал из объема пустот каверновую составляющую, так как проницаемость породы определяется наименьшим диаметром пор. Полученная таким путем эмпирическая модель абсолютной проницаемости пород порово-кавернового типа позволяет на качественном уровне прогнозировать уменьшение абсолютной проницаемости породы при замене поровой составляющей пустотного пространства каверновой, имеющей такой же объем пустот.

Для расчета абсолютной проницаемости пород трещинного типа предлагается использовать эмпирическую формулу В.М. Добрынина:

Апр.абс = ^Ь!А'п.трсщ;

где Яп.трещ. - трещинная пористость, Ь- раскрытость трещин.

Поскольку чаще всего нам неизвестна величина Ь, результаты расчета абсолютной проницаемости карбонатных пород, содержащих трещины, можно считать правильными только на качественном уровне: замена пустот порового типа на такой же объем трещин приводит к увеличению абсолютной проницаемости пород.

Фазовые проницаемости по воде и нефти (газу) рассчитываются по формулам:

'1-ЛЪнг-Лв*") ( Кв-Кв'

Апр.фаз.в = /йго.абс

^ 1 — Лов I {1-Конг-Къ

Ялр.фаз.нг = йтр.абс

1 - .Ков - ЛошЛ Г 1-Кв- Копт ~\2

1-Яов /1,1-Яов-/Гонг; '

При выделении коллекторов и вида отдаваемой ими продукции используются следующие критерии:

/Сон г+Аов = 1 неколлектор,

Лонг + Лов -< 1 коллектор,

Ков -<Кв~^Къ* продуктивный коллектор,

Кв* ¿Кв<\- ЯЪнг коллектор, отдающий продукт с водой,

Кву1- Конг коллектор, отдающий воду.

Здесь Кв* - критическая или начальная водонасыщенность - минимальная водонасыщенность, начиная с которой фазовая проницаемость по воде становится отличной от нуля.

Критическая водонасыщенность К&* рассчитывается по следующей формуле (полученной в результате обобщения экспериментальных данных ВНИИ-ГИК):

Кв* = 0,69 Я"ов + 0,31 После выделения классов коллекторов по виду отдаваемой ими продукции рассчитываются линейные запасы нефти (газа): Л.З. = КпКит Яэф,

где Кит- нефтегазонасыщенность, Яэф. - эффективная мощность коллектора.

Далее в случае, если скважина пробурена в процессе разработки залежи, оценивается текущий коэффициент вытеснения нефти (газа):

тгт. 1 - Ков-Конг

/СВтек. =-

1-Лов

И, наконец, делается прогноз конечного коэффициента вытеснения нефти (газа). В отличие от традиционного подхода, рассчитываются две составляющие этого коэффициента: первая, характеризующая вытеснение безводных нефти или газа, и вторая, характеризующая вытеснение углеводородов с водой:

„„ Кв -АЪв

лВкон.нг --

1-Яов

ггп / ч 1--Кв*-Конг

л£кон.(нг + в) =-

1 - Ков

Описание программы Компьютерная программа "Карбонаты-2000" написана диссертантом на современном высокоуровневом объектно-ориентированном языке программирования - Delphi. Программа использует для своей работы операционные системы Windows95,98 и Windows NT и имеет интерфейс этих систем. Минимальные требования к аппаратной части компьютера такие же, как и для нормальной работы самой операционной системы.

Четвертая задача - опробование отдельных петрофизических моделей и автоматизированной методики интерпретации данных ГИС на фактических материалах (глава 4). Были использованы фактические материалы по следующим месторождениям: Тенгизское (Казахстан), Астраханское (Прикаспийская впадина), Оренбургское (Волго-Уральская провинция), Средне-Ботуобинское (Якутия) и Фидда (Ливия).

1.Отдельные модели петрофизических взаимосвязей для карбонатных пород порового типа были сопоставлены с результатами изучения на керне остаточной водо- и нефтегазонасыщенности, абсолютной и эффективных прони-цаемостей по нефти и воде. Полученные результаты сопоставления измеренных и «модельных» значений перечисленных характеристик можно считать удовлетворительными. В частности, при сопоставлении «геофизических» и «керно-вых» значений абсолютной проницаемости, а также эффективных проницаемо-стей по нефти и воде для карбонатных образцов порового типа ливийского месторождения Фидда были получены следующие коэффициенты корреляции: 0.88; 0,97 и 0,84.

2. Результаты комплексной интерпретации сопоставлялись с результатами испытаний и опробований пластов, а также с данными анализов керна.

Тенгизское месторождение. Были выбраны две скважины с сильно отличающимися фильтрационно-емкостными свойствами пород. (скв.№8, №44) По этим скважинам был выполнен полный комплекс геофизических исследований.

Было установлено, что распределения открытой и вторичной пористости в разрезах этих скважин очень близкие. В то же время абсолютная и фазовая проницаемость по нефти в скв. 8 существенно выше, чем в скв. 44. Более высокие фильтрационно-емкостные свойства коллекторов скв.8 по сравнению со скв.44 подтверждаются преобладающим типом вторичной пористости (в скв.8 вторичная пористость представлена главным образом трещинами, а в скв. 44 -кавернами). В скв. 8 коэффициент гидрофобизации принимает чаще всего не; большие, а в скв. 44 - очень большие значения. Таким образом, нам удалось показать, что отложения скв.8 имеют существенно более высокие фильтрационные свойства, чем отложения скв.44.

Геологическую интерпретацию этой закономерности нам помог сделать 0;С.Обрядчиков. Она заключается в следующем.

Скважины №№8 и 44, по которым выполнена комплексная интерпретация данных ГИС и керна, располагаются на разных участках атоллоподобного карбонатного массива. Скв. № 8 пробурена в пределах полосы рифовых холмов вблизи сейёро-восточного края массива, а скв.44 - у западного склона рифовой постройки с её "подветренной" стороны. Это определило специфику вскрытого •разреза продуктивных отложений и особенности распределения их фильтраци-онно-ёмкостных параметров.

Скважина №8 характеризует разрез окаймляющего рифа в одной из наиболее приподнятых частей. О высоких коллекторских свойствах этих пород можно судить по аварийному выбросу из скважины №37, которая в течение года горела при дебите более 3 ООО т/с, в результате чего было уничтожено более 1 млн.т. углеводородов. Скважина №44 находится либо на краю этого шлейфа, либо за его пределами. Полученные по ней данные можно соотнести, практиче-• ски, ко всей привершинной части западного склона массива в промежутке между двумя полосами развития карбонатных песчаников. В пробуренной рядом с скважиной № 44 скважине №101 после четырёх солянокислотных обработок

коллектора притока не было получено, что хорошо согласуется с нашими выводами по скв.44.

Астраханское месторождение. Были использованы геофизические данные по скважинам №№ 26, 8 и 5. Результаты комплексной интерпретации данных ГИС были сопоставлены с оценками открытой пористости и абсолютной проницаемости по данным керна и результатами оценки характера притока по данным испытаний пластов. Во всех пластах, из которых по данным испытаний получен приток газа, по данным программы «Карбонаты -2000» выделяются либо продуктивные, либо плотные пропласгки. То есть можно считать, что результаты работы программы не противоречат результатам опробования пластов.

Сходимость геофизических и керновых оценок открытой пористости по данным ГИС и керна хорошая(относительные среднеквадратические отклонения «геофизических» оценок от «керновых» изменяются от 7,8 до 29%), оценок абсолютной проницаемости -удовлетворительная (относительное среднеквад-ратическое отклонение равно 44%). В диссертации приводятся специальные диаграммы, иллюстрирующие сходимость геофизических и керновых оценок пористости и проницаемости.

Оренбургское месторождение. Эффективность результатов, полученных с помощью программы «Карбонаты-2000» оценивалась путем сопоставления оценок открытой пористости и абсолютной проницаемости, полученным по данным ГИС и по анализам керна для одной скважины. Результаты практически такие же, как и по Астраханскому месторождению.

Средне-Ботуобинское месторождение (Якутия). Для апробации методики были выбраны скважины №№ 24, 30 и 16. В каждой из них с помощью программы "Карбонаты-2000" была проведена комплексная интерпретация данных ГИС. Результаты ее работы сравнивались, как и по другим месторождениям, с оценками открытой пористости и абсолютной проницаемости по данным керна и определением характера притока - по данным опробования пластов.

Относительные среднеквадрагические погрешности для открытой пористости составили 16 -18%, для абсолютной проницаемости - 47%.

Подводя итоги, отметим, что результаты опробования программы «Кар-бонаты-2000» в различных геологических условиях месторождений Тенгизско-го, Астраханского, Оренбургского и Средне-Ботуобинского месторождений можно считать успешными.

Так, на месторождении Тенгиз полученные с помощью программы «Карбонаты - 2000» сведения о распределении значений фазовой проницаемости по нефти, преобладании того или иного типа пустотного пространства, повышенной степени гидрофобизации продуктивных отложений очень хорошо согласуются с геологической и промысловой информацией «поведении» продуктивных отложений в разных частях месторождения.

На Астраханском, Оренбургском и Средне-Ботуобинском месторождении результаты работы программы «Карбонаты -2000» удовлетворительно согласуются с оценками открытой пористости и абсолютной проницаемости по данным керна и хорошо согласуются - с результатами опробования пластов.

Защищаемые положения. В результате проделанной работы диссертант защищает следующие положения:

1. Системный подход к использованию петрофизических взаимосвязей при алгоритмизации методов решения задач комплексной интерпретации данных

гае.

2. Сформированная система многомерных моделей петрофизических взаимосвязей для сложных карбонатных отложений позволяет расширить набор ха-

■ ' -рактеристик продуктивных отложений, оцениваемых по данным ГИС.

3. Разработанная методика автоматизированной комплексной интерпретации данных ГИС позволяет а) повысить эффективность решения традиционных и б) «новых» задач комплексной интерпретации данных ГИС.

Основные результаты диссертационной работы изложены в следующих публикациях: '

1. Лопатин А.Ю. Программа "Карбонаты" для комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным отложениям. Тезисы докладов. Третья всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. С 54. Москва. 1999.

2. Борисов М.А. Лопатин А.Ю. Сапожников А.Б. Петрофизическая модель карбонатных отложений с межгранулярным типом порового пространства. Тезисы докладов. XV Губкинские чтения. Секция № 2. С 12. Москва. 1999

3. Борисов М.А. Лопатин А.Ю. Сапожников А.Б. Петрофизические модели продуктивных отложений. Тезисы докладов. XV Губкинские чтения. Секция №2. С 13. Москва. 1999.

4. Лопатин А.Ю. Возможности ГИС при контроле за эксплуатацией горизонтальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, сентябрь, 1999г,

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лопатин, Александр Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИИ ПО КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС

1.1 Комплексные автоматизированные системы обработки и интерпретации данных ГИС

1.2 Программы для эвм, реализующие методики геологической интерпретации данных ГИС

1.3 Современные методики интерпретации данных ГИС, предложенные отечественными и зарубежными исследователями в последние годы

1.4 Выводы по главе

ГЛАВА 2. МНОГОМЕРНЫЕ МОДЕЛИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ВЗАИМОСВЯЗЕЙ МЕЖДУ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ ПРОДУКТИВНЫХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ СЛОЖНОГО ТИПА

2.1.Выбор оптимального набора характеристик продуктивных карбонатных отложений

2.2 Модели, описывающие взаимосвязи между геофизическими характеристиками и «базовыми» свойствами продуктивных отложений (модели решений прямых петрофизических задач)

2.3 Определение типа пустотного пространства породы

2.4 Модели, описывающие взаимосвязи между «базовыми» свойствами продуктивных отложений (модели - «связки»)

2.5 Взаимосвязи остаточных водо- и нефтегазонасыщенности с открытой пористостью, глинистостью и карбонатностью

2.6 Модель гидрофобизации

2.7 Модели абсолютной, эффективных и фазовых проницаемостей

2.8 Использование универсалных критериев выделения коллекторов

2.9 Модели текущего и конечного коэффициентов вытеснения нефти и газа

2.10 Выводы по главе

ГЛАВА 3. АЛГОРИТМ И ПРОГРАММА "КАРБОНАТЫ-2000"

3.1. Алгоритм программы "карбонаты - 2000" для неполного комплекса ГИС

3.2 Алгоритм программы "карбонаты - 2000" для полного комплекса ГИС

3.3 Описание программы "карбонаты 2000"

3.4 Выводы по главе

ГЛАВА 4. ОПРОБОВАНИЕ АЛГОРИТМА И ПРОГРАММЫ «КАРБОНАТЫ-2000»

4.1 Опробование отдельных моделей петрофизических взаимосвязей на материалах керна

4.2 Опробование программы «карбонаты-2000»

4.3 Выводы по главе

ВЫВОДЫ И ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОИ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение Диссертация по геологии, на тему "Разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным коллекторам"

Актуальность работы. Эффективность изучения продуктивных карбонатных отложений по скважинным данным, в том числе по данным геофизических исследований скважин при поисках и разведке месторождений нефти и газа существенно ниже, чем терриген-ных отложений. Можно указать две причины такого положения дел.

Во-первых, продуктивные карбонатные отложения намного сложнее терригенных. Зачастую они имеют сложный литологический состав. Их пустотное пространство, в отличие от терригенных пород, имеющих обычно только межгранулярные поры, представлено также трещинами и кавернами.

Во-вторых, в связи с их сложным строением для их изучения необходим более полный комплекс ГИС и соответствующие этому комплексу общие модели петрофизических взаимосвязей, учитывающие все существенные факторы, влияющие на фильтрационно-емкостные характеристики карбонатных отложений и измеряемые геофизические величины.

Поэтому проблема совершенствования комплекса геофизических исследований и методик комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным отложениям является весьма актуальной.

Цель работы. Разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС для сложных карбонатных отложений. Сложными будем считать карбонатные отложения, имеющие сложный литологический состав и сложную структуру пустотного пространства.

Основные задачи исследований. Для достижения этой цели были поставлены и решены следующие задачи:

• расширение набора характеристик сложных продуктивных карбонатных отложений для решения задач поисков и разведки залежей нефти и газа по данным ГИС;

• формирование общих моделей петрофизических взаимосвязей и их объединение в систему, с помощью которой можно было бы оценивать по данным ГИС рекомендованный расширенный набор характеристик сложных продуктивных карбонатных отложений;

• разработка автоматизированной методики комплексной интерпретации данных ГИС, позволяющей а) оценивать рекомендованный расширенный набор характеристик продуктивных карбонатных отложений и б) с помощью этого набора повысить эффективность решения задач комплексной интерпретации данных ГИС при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа.

• опробование разработанной методики на фактических материалах.

При решении указанных задач широко использовались результаты изучения многомерных моделей петрофизических взаимосвязей и создания методик интерпретации данных ГИС в карбонатном разрезе, полученные отечественными и зарубежными исследователями: В.Н. Дахновым., С.Г. Комаровым., И.Е.Эйдманом, Б.Ю. Венделыптейном, В.М. Добрыниным, М.М. Элланским, Я.Н. Абдухаликовым, Г.А. Арчи, Я.Н. Васиным, Л.П. Брагиной, М.Р.Вилли, И.П. Дзебанем, Г.Г. Доллем, Г.М. Золоевой, Н.З. Заляевым, В.П. Иванкиным, В.Ф. Козяром, Ф.Ф. Котяховым, A.M. Нечаем, Л.И. Орловым, H.A. Перьковым, С.Г. Пирсоном, Е.А. Поляковым, A.B. Ручкиным, В.В. Стрельченко, Б.И. Тульбовичем, Н.В. Фармано-вой, М.Д Шварцманом, Г.А. Шнурманом и др.

Научная новизна.

• Предложен расширенный набор характеристик продуктивных карбонатных отложений, который а) может быть оценен по данным ГИС и б) позволяет более эффективно решать задачи комплексной интерпретации данных ГИС.

• Сформирована система общих моделей петрофизических взаимосвязей для комплексной интерпретации данных ГИС, позволяющая оценивать по данным ГИС предложенный диссертантом расширенный набор характеристик продуктивных карбонатных отложений. В эту систему вошли как модели, созданные отечественными и зарубежными исследователями, так и собственные разработки диссертанта.

• Разработана автоматизированная методика комплексной интерпретации данных ГИС применительно к сложным карбонатным отложениям, реализованная в алгоритме и программе "Карбонаты-2000".

Практическая ценность.

• Автоматизированная методика комплексной интерпретации данных ГИС, реализованная в программе «Карбонаты-2000», может быть использована на всех стадиях освоения месторождений нефти и газа, позволяя:

1. Повысить эффективность решения поисково-разведочных задач: а) выделения коллекторов, б) оценки вида получаемой из них продукции (безводные нефть и (или) газ, нефть и газ с водой, вода без нефти (газа), в) прогноза фазовых проницаемостей и дебитов нефти, газа и воды с учетом степени гидрофобизации коллекторов,

2. Повысить эффективность геофизического контроля разработки месторождений, в том числе а) оценки текущего коэффициента вытеснения нефти (газа), б) количественного выделения трех стадий обводнения коллекторов, в) прогноза конечного коэффициента вытеснения нефти или газа,

3. Выделять перспективные объекты для последующего бурения горизонтальных скважин, а также проводить геофизические исследования в вертикальных и горизонтальных обсаженных скважинах с целью более достоверной оценки работающих и заводненных толщин.

• Получаемые с помощью автоматизированной методики прогнозные оценки дебитов нефти и газа по данным ГИС могут быть сопоставлены с фактическими дебетами, в результате чего появится возможность более обоснованно принимать решения о целесообразности проведения мероприятий по интенсификации притока из пласта.

Апробация работы.

1. Основные положения диссертации докладывались на третьей всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (Москва. 1999) и на XV Губкинских чтениях (Москва. 1999).

2. Программа «Карбонаты-2000» передана для опробования и внедрения в тематическую партию по подсчету запасов «РРК- Самара», в фирму «Пангея», а также передана для опробования в Научный Центр при Китайском Нефтяном Университете (г.Пекин).

3. Программа «Карбонаты -2000» используется в учебном процессе: а) в курсе «Компьютерное моделирование и современные компьютерные технологии» для студентов-геологов, б) в курсе «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа» для магистрантов направления 553200, в) в УИЦ при РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина для специалистов производственных предприятий по направлениям: «Трудноизвлекаемые запасы нефти и газа» и «Подготовка необходимого и достаточного объема геологической информации для создания надежных систем разработки нефтяных и газовых месторождений».

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем составляет 126 страниц, включая, 48 рисунков, 3 таблицы, список литературы 75 наименований. В основу диссертационной работы положены результаты исследований, выполненных

Заключение Диссертация по теме "Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых", Лопатин, Александр Юрьевич

Основные результаты, полученные автором настоящей работы, сводятся к следующему.

1. Предложен расширенный набор характеристик сложных карбонатных отложений, с помощью которого можно повысить эффективность решения «старых» задач комплексной интерпретации данных ГИС (выделение коллектора, оценка характера его насыщения, оценка открытой пористости, нефтегазонасыщенности, глинистости и литологического состава породы), а также ставить и решать «новые» задачи (оценка коэффициента гидрофобизации, оценка характера притока из коллектора и т.д.).

2. На основе результатов, полученных отечественными и зарубежными исследователями, а также собственных разработок автора сформирована система многомерных математических моделей петрофизических взаимосвязей, позволяющая оценивать по данным ГИС предложенный расширенный набор характеристик сложных карбонатных отложений.

3. Создана автоматизированная методика комплексной интерпретации данных ГИС для сложных карбонатных отложений, реализованная в виде программы «Карбонаты -2000» для персональных компьютеров.

4. Методика опробована на фактических материалах ГИС (с учетом данных керна, результатов испытания пластов, а также геологических условий бурения скважин) на ряде отечественных и зарубежных месторождений с коллекторами, представленными сложными карбонатными отложениями. Результаты опробования положительные.

5. Автоматизированная методика передана для опробования и внедрения в ООО «Самара, фирму «Пангея», а также в Научный Центр по изучению нефтегазовых бассейнов и залежей при Пекинском Нефтяном Университете (КНР).

6. Эта методика используется в учебном процессе РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина и Учебного Центра при РГУ.

Защищаемые положения. В результате проделанной работы диссертант защищает следующие положения:

1. Системный подход к использованию петрофизических взаимосвязей при алгоритмизации методов решения задач комплексной интерпретации данных ГИС.

2. Сформированная система многомерных моделей петрофизических взаимосвязей для сложных карбонатных отложений позволяет расширить набор характеристик продуктивных отложений, оцениваемых по данным ГИС.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата технических наук, Лопатин, Александр Юрьевич, Москва

1. Автоматизированная интегрированная информационно-обрабатывающая система для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин ГИНТЕЛ. Руководство пользователя. Тверь 1992г. С 5-18.

2. Вендельштейн Б.Ю. Ларионов В.В. Использование данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти и газа. М. "Недра" 1964.192с

3. Вендельштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М. Недра 1978г.

4. Вендельштейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В,. Дахнов В.Н., Резванов P.A., Фарманова Н.В. Латышева М.Г. Дьяконова Т.Ф. Шварцман М.Д. Геофизтческие методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа. Недра 1985г.

5. Геологическое строение Оренбургского газоконденсатного месторождения и перспективы дальнейших геологических работ.И.А Шпильман, С.П. Максимов, A.A. Воробьев -Геология нефти и Газа 1972г. №7

6. Геологические особенности газоконденсатных залежей Оренбургского месторождения. Реф. Сб. ВНИИЭГазпрома, сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. №10, 1972.

7. Геофизические исследования коллекторов сложного типа. Ильинский В.М. Лимбергер Ю.А. М., Недра., 1977г.

8. Геология нефти и газа и нефтегазоносные провинции. Под редакцией Э.А. Бакирова и В.И. Ларина М. 1998г.

9. Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Васильев В.Г. Дюков Л.М. Кузьмина О.А 1972г.

10. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. Б.Ю. Вендельштейн Р.А Резванов М., Недра, 1978г.

11. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтенасыщения горных пород. "Недра", 1975г, 345с., с ил.

12. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скажин. М., "Недра", 1972., 365с. с ил.

13. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин М. Недра, 1982г.

14. Добрынин В. М. Определение пористости карбонатных пород по ультразвуковому методу. -Геология нефти и газа 1972г. № 3

15. Добрынин В.М, Венделыптейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. М. Недра 1991г.

16. Добрынин В. М. Физические свойства пород-коллекторов нефти и газа в пластовых условиях. Автореф. дис. на соискание учен, степени д-ра геол.-минералог. наук. М., МИНХиГП, 1968. 25 с.

17. Добрынин В.М. Венделыптейн Б.Ю. Резванов P.A. Африкян А.Н. Промысловая геофизика М., Недра, 1986.

18. Еникеев Б.Н. Использование априорных геологических сведений при интерпретации данных каротажа. Математические методы идентификации моделей в геологии. Сб докладов МОИП М., Наука, 1983г.

19. Золоева Г.М., Фарманова Н.В. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики М., Недра, 1977.

20. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Под редакцией В.М. Добрынина М., Недра, 1988.

21. Исследование связи между параметром насыщения и коэффициентом водонасыщения для полимиктовых песчаников и алевролитов месторождения Узень и Жебытай. Венделыптейн Б.Ю. Горбенко A.C. М., "Недра", 1969 33-40с. с ил.

22. Исследование свойств связанной воды и двойного электрического слоя системы "глина -раствор" изд. Злочевская Р.И. Зиангиров P.C. Сергеев Е.М. МГУ 1970. С. 102-137 с ил.

23. Б.Л.Александров. Изучение карбонатных коллекторов геофизическим методами 1979г.

24. Изучение типов карбонатных коллекторов и их газонефтенасыщенности по геолого-геофизическим исследованиям скважин Оренбургского месторождения. Вариничева Н.И. Автореф.дисс.канд.г.-м.наук, М. ВНИИГаз 1973г.

25. Исследование трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа JI. Недра, 1964г., 26С.

26. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин Справочник, М. Недра 1988г.

27. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М., Недра, 1981г. 224с.

28. Берман Л.Б. Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М., Недра, 1972г.

29. Арчи. Г. Классификация пористых карбонатных пород и их коллекторские свойства. Гостоптехиздат, 1957г.с.8-26

30. Карбонатные породы. Генезис, распространение, классификация. Т.1 под ред. Дж.Чилингара Г.Биссела, Р. Фейрбриджа, пер с анг. М., "Мир", 1970г.

31. Кобранова В.Н. Петрофизика. М., Недра, 1986г.

32. Косков В.Н. Требования к машинной интерпретации данных ГИС в связи с задачами рационального использования геологической среды. Геологическая среда и рациональное использование минеральных ресурсов Пермской области Сб. докл. Пермь 1986г. С31-32.

33. Кузняный В. А., Коба В. Н., Степанова Л. Н. Опыт работы по изучению карбонатных отложений Белорусской ССР методами промысловой геофизики. Минск, изд. Белорусок. НИИНТИ, 1972. 46 с. с ил.

34. Кинзикеев А. Р. Методы комплексного исследования нефтеносности карбонатных отложений. Под ред. М. Ф. Мирчинка. М., «Недра», 1972.

35. Латышева М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин.М., Недра, 1991г.

36. Латышева М.Г. Венделыптейн Б.Ю. Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М., Недра, 1990г.

37. Латышева М.Г, Дьяконова Т.Ф. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа М., Недра, 1986г.

38. Методика поисков и разведки месторождений нефти и газа в Якутии. Якутск 1991г.

39. Лукьянов Э.Е. Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. Москва. Нефть и Газ. 1997г.

40. Марьенко H.H. Разработка способов контроля обводнения газоносных карбонатных отложений нейтронными методами, дисс. на соиск. учен. степ. канд. геол.-минер. наук. М. 1984г.С154

41. Методическое руководство по оценке текущей, остаточной нефтенасыщенности и коэффициентов вытеснения заводненных пластов в бурящихся скважинах. РД.№39. М. ВИЭМС. 1979г.

42. Нефте-газонасыщенность ловушек органогенного типа. А.А.Аксенов И.К. Королюк Г.Н.Гогоненков Б.Ю.Венделыптейн А.А.Новиков В.П. Филиппов

43. Алиев З.С. Шеремет. В.В. Определение производительности горизонтальных скважин вскрывшие газовые и газонефтяные пласты. М., 1994г.

44. Остаточная водонасыщенность карбонатных пород коллекторов порового типа. Реф.сб. ВНИИЭГазпрома "Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений" №6 1969.

45. Орлов Л.И. Исследования полной и открытой пористости карбонатных пород в кн.: Припятская впадина. Геофизические исследования скважин. Минск., 1976г.

46. Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным. М. Недра. 1987г.

47. Т.Ф. Дьяконова. Применение ЭВМ при интерпретации данных геофизических исследований скважин. М.,"Недра", 1991

48. Пирсон С. Дж. Учение о нефтяном пласте. Под ред. Н. Н. Кусакова. М., Гостоптсхиздат, 1961. 570с. сил.

49. Пирсон С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. Пер. с англ. М., «Недра», 1966.413 с. сил.

50. Дарахвелидзе П., Марков Е. .Программирование в Дельфи.

51. Применение математических методов и ЭВМ при поиске полезных ископаемых. Сборник научных трудов, под ред. Воронина Ю.А. Новосибирск 1980г.

52. Расчетные модели применительно к месторождениям типа Оренбургского. Обзор инф. ВНИИЭГазпрома, сер. С.Н. Закиров, В.З. Баишев, В.И.Коломоец, O.A. Поваренко. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. №7 1981г.

53. Стрельченко В.В. Основы комплексирования геофизических, геолого-технических и петрофизических исследований при нефтегазопоисковых работах на арктическом шельфе. Дисс.на соискание уч.степен.док.техн.наук МИНГ им И.М. Губкина 1990г.

54. Систематизированный анализ каротажных диаграмм в песчано-глинистых отложениях. А. Пупон, С. Клавье, Ж. Демануар, Р. Геймар, А. Миск.

55. Севастьянов О.М, Головастое Д.С. Газоотдача коллекторов Оренбургского месторождения при обводнении. Обз.инф. ВНИИЭГазпрома, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. №5 1981г.

56. Состояния и пути использования ЭВМ для интерпретации промыслово-геофизических данных. В.Н. Боганик, А.З. Горин, A.C. Кашик. ВНИИОЭНГ 1974г., С102.

57. Дебранд Р. М. Теория и интерпретация результатов геофизических методов исследования скважин. "Недра", 1972.

58. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И Физика нефтяного и газового пласта. М.,Недра, 1982г.

59. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М., "Недра", 1978.

60. Элланский М.М. Использование современных достижений петрофизики и физики пласта при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным. Москва, 1999г.

61. Элланский М.М Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии М., Недра, 1991г.

62. Элланский М.М. Садыков А. Применение математических методов и алгоритмизация в решении задач нефтегазовой геологии. М.,Недра., 1988г.

63. Список использованной литературы 125

64. Элланский М.М. Холин А.И Зверев Г.Н. Петров А.П. Математические методы в газонефтяной геологии и геофизике. М. Недра 1972г.

65. Application of Coriband technique to complex lithologies "Log analist",1972, vol XII, №1, p.19-36. Aut. A.W. Schmidt, A.G. Land, J.D. Yunker, E.C. Kilgore.

66. Application of Saraband sand-shale in Noth America "SPWLA Twelfth Annual Logging Symposium", May 2-5,1971, 23p., Aut. J.Ratcliff, W. Throop, F.Willams, J.Hall.

67. A Variable Cementation Exponent, M, for Fractured Carbonates. J.C. Rasmus Schlumberger Well Service Kansas Division.

68. Geoframe Petrophysycs. Schlumberger. Manual.

69. Элланский М.М Извлечение из скважинных данных информации для решения поисково-разведочных задач нефтегазовой геологии. М.,2000г.

70. Методические рекомендации по определению под счетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов.Тверь, 1990г

71. Дорофеева Т.М. нефтегазоносность карбонатных коллекторов. М., Недра, 1978г.

72. Кристя Е.Е. Типы сложнопостроенных карбонатных карбонатных коллекторов девона нижнего Поволжья и геофизические методы их изучения.(на примере евлановско-ливенских отложений Памятно-Сасовского метсторождения) Геология нефти и газа. №3 2000г.