Разработка методики интерпретации данных ГИС для восстановления геологической неоднородности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения

Тер-Степанов, Валентин Валентинович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методики интерпретации данных ГИС для восстановления геологической неоднородности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики интерпретации данных ГИС для восстановления геологической неоднородности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения"

Российский Государственный Геологоразведочный Университет имени Ссрго Орджоникидзе

На правах рукописи Тер-Степанов Валентин Валентинович

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ГОРИЗОНТА Д, РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы по-

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2009

003463440

Работа выполнена на кафедре скважинных и сейсмических методов РГГРУ.

Научный руководитель:

доетор технических наук, профессор Афанасьев В.С.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Поляков Е А. (РГГРУ)

кандидат технических наук Юсупов Р.И. (ОАО "Татнефть")

Ведущая организация:

ОАО ТНГ "Групп" (г. Бугульма)

Защита состоится "09" апреля 2009 г. в 15 час. 00 мин. На заседании Диссертационного Совета Д.212.121.07 в Российском Государственном Геологоразведочном Университете имени Серго Орджоникидзе по адресу: 117218, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая д 23, ауд. 6-38, РГГРУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Геологоразведочного Университета имени Серго Орджоникидзе.

Автореферат разослан "05" марта 2009 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета, профессор .ЖЖе^—_ Каринский А.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Терригенпые отложения, вмещающие залежи углеводородов, в общем случае, характеризуются существенной геологической неоднородностью, обусловленной условиями их формирования. Восстановление свойств таких пород по данным ГИС в настоящее время имеет решающее значение при проектировании оптимальных схем разработки месторождений нефти и газа в терригенных толщах.

Типичным представителем сложно построенных терригенных пород являются квар-цево-полевошпатовые песчано-алеврито-глшшстые отложения папшйского горизонта Д] Ромашкинского нефтяного месторождения, которые вмещают супсргигантские по объему запасы нефти. Залежи углеводородов представляют собой мпогопластовые объекты малой толщины (1-15 м) с единой гидродинамической системой и эксплуатируются на поздней, четвертой, стадии разработки с использованием системы заводнения. Современный этап разработки Ромашкинского месторождения характеризуется снижением темпов отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности продукции до 95 % и более. Анализ геолого-промысловой информации свидетельствует о существенной неоднородности терригенных отложений девона по коллекторским и фильтрационным свойствам как по вертикали, так и по площади. В этих условиях для повышения эффективности разработки месторождения стоит задача детального уточнения особенностей геологического строения девонских отложений, исследования их неоднородности и выделения на этой основе в разрезе геологических тел, способных содержать остаточную нефть, определения их текущей нефтенасыщенности, дифференциации остаточных запасов в толще по емкостным и фильтрационным свойствам, выработки оптимальных схем воздействия с целью максимального извлечения углеводородов из недр.

Использование высокоэффективных технологий для освоепия Ромашкинского месторождения на современном этапе, по мнению автора диссертации, возможно, прежде всего, на основе применения методов углубленной переинтерпретации накопленных за весь период разбуривания месторождения данных ГИС, обеспечивающей восстановление структурно-минералогического строения терригенных отложений, оценку флюидальной модели пород и фильтрационных свойств по всем скважинам и комплексное трехмерное обобщение полученных данных.

В связи с этим терригенные девонские отложения горизонта Д1 Ромашкинского месторождения могут служить в качестве естественного полигона для научного обоснования

требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей более полное определение геологических характеристик терригепных пород.

Создание методики интерпретации, отвечающей описанным выше требованиям, для геологических условий девона Ромашкинского месторождения, с одной стороны, решает проблему создания информационной базы для повышения эффективности изучения этого комплекса пород, а с другой стороны, обеспечивает отработку подходов к научному обоснованию методики углубленной интерпретации данных ГИС в терригенных кварцево-полевошпатовых отложениях.

Цель работы. Повышение детальности определения геологической неоднородности сложно построенных терригенных отложений на основе экспериментального и теоретического обоснования петрофизического обеспечения методики углубленной интерпретации комплекса данных ГИС на примере горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

Основные задачи исследований.

1. Обобщение отечественных и зарубежных исследований по разработке петрофизического обеспечения методик интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях.

2. Теоретическое и экспериментальное обоснование системы петрофизических моделей интерпретации данных ГИС для восстаповленияи геологической неоднородности и флюидалыюго насыщения терригенной толщи на примере горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

3. Разработка алгоритма и методики углубленной интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях Ромашкинского месторождения.

4. Обоснование методики исследования структурного строения терригенных пород Ромашкинского месторождения по данным ГИС.

Защищаются следующие научные положения и результаты.

1. Базой создания методики углубленной интерпретации данных ГИС для восстановлении геологической неоднородности терригенных пород, подобных горизонту Д1 Ромашкинского месторождения, служит более полный учет влияния размерности частиц, слагающих скелет породы, пористости и флюидального насыщения порового пространства на формирование физических свойств терригенных пород и отражение этих свойств в полях методов ГИС.

2. Предложенная система петрофизических моделей для комплекса ГИС, включающего электрометрию (УЭС), ПС, ГК, НТК и кавернометрию, достаточна для создания алгоритма определения фракционного состава, пористости, абсолютной проницаемости и флюидального насыщения кварцево-полевошпатовых терригенных пород горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

3. Применение предложенной автором группы параметров, рассчитываемых по величинам содержания в разрезе, вскрытом отдельными скважинами в пределах всего горизонта Д], песчаной и алевритовой фракций, пористости, абсолютной проницаемости и нефгенасьпценности пород, а также системы критериев и способов обобщения данных по группе скважин в виде карт и трехмерных построений позволяет осуществить восстановление геологической неоднородности терригенной толщи в целом и выявить в ней геологические тела, потенциально содержащие остаточные запасы нефти.

Научная новизна.

1. На основе обобщения предыдущих работ и выполнения собственных теоретических и экспериментальных исследований, включая математическое моделирование пет-рофизических характеристик (фракционный состав скелета, пористость, доля связанной воды, абсолютная проницаемость) и электрических свойств пород на образцах кернов по площадям Ромашкинского месторождения, автором развито представление о модели и коллекторских свойствах терригенных пород горизонта Дь доказана применимость системы петрофизических моделей УЭС, ПС, ГК, НК, Кв.св и Кпр, описывающих трехком-понентную песчано-алеврито-глинистую породу и используемых в методике ТАВС, обоснованы параметры настройки этих моделей для определения свойств изучаемого комплекса пород.

2. Разработан алгоритм интерпретации данных ГИС, позволяющий определить непрерывно вдоль ствола скважины в разрезе горизонта Д] содержание в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористости, доли связанной и подвижной воды, нефти, абсолютной проницаемости.

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

4. Разработана методика выделения по данным интерпретации данных ГИС тел пес-чано-алевритовых коллекторов, потенциально содержащих остаточные запасы нефти.

Практическая ценность работы:

1. Обоснована система петрофизических моделей интерпретации данных ГИС, используемая для восстановлении геологической неоднородности и флюидального насыщения пород горизонта Дь

2. Создана методика углубленной интерпретации данных ГИС в терригенных отложениях Ромашкинского месторождения.

Разработанная методика реализована в Системе автоматизированной интерпретации данных ГИС Gintel в форме адаптации методики ТАВС, внедрена в НГДУ Азнакаевнефть" и "Иркеннефть" ОАО "Татнефть" и применяется для обработки геолого-геофизической информации при решении задач разведки и разработки залежей нефти и газа.

Реализация результатов работы на производстве.

Полученные в ходе исследований результаты были использованы при создании методики переинтерпретации данных ГИС, обеспечивающей достоверную оценку структурно-минералогического строения и нефтенасыщенности продуктивных терригенных отложений горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

Технология переинтерпретации данных ГИС применена при построении геологических моделей залежей нефти в терригенных девонских отложениях Азпакаевской, Кара-малинской и Павловской площадей Ромашкинского месторождения. На текущий период по этой технологии обработано около 7000 скважин.

На основе анализа накопленного большого объема результатов интерпретации данных ГИС, проведения дополнительных промысловых исследований скважин и комплексного исследования новой геологической информации специалистами ОАО "Татнефть" (ТатНИПИнефть, НГДУ "Азнакаевнефть") при участии B.C. Афанасьева, C.B. Афанасьева и автора диссертации была разработана уточненная классификация пород коллекторов пределах залегания горизонта Д1 на Ромашкинском месторождении, направленная па оптимизацию процессов его разработки.

На основе применения новой классификации создана методика, обеспечивающая поиск в продуктивной части терригенного девона насыщенных нефтью песчано-алевритовых или алевритовых тел, которые не подверглись существенному обводнению и, таким образом, сохранили остаточные углеводороды.

Апробация работы. Результаты исследовательских работ, положенных в основу настоящей диссертационной работы, докладывались на международных конференциях: VII Международной конференции "Новые идеи в науках о земле", Москва, 2006, VIII Международной конференции "Новые идеи в науках о земле", Москва, 2009, на Региональной научно-практической конференции "Проблемы повышения геологической информативности геофизических исследований скважин" (г. Казань, 2007 г.), на семинарах специалистов, выполняющих интерпретацию данных ГИС.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 4 в научных изданиях, определенных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Объем работы - 125 страниц текста, 25 рисунков, 7 таблиц. Список литературы содержит 69 наименований.

Диссертационная работа выполнена в период учебы в аспирантуре РГГРУ им. Серго Орджоникидзе (2005-2008 г.г.) и в процессе работы в ООО "Геоинформационные технологии и системы".

Автор выражает свою искреннюю признательность научному руководителю, д.т.н., профессору кафедры B.C. Афанасьеву и научному консультанту, к.т.н. C.B. Афанасьеву. Большое влияние на направление и уровень исследований оказали декан геофизического факультета, к.т.н., профессор B.C. Зинченко, преподаватели кафедры РГГРУ им. Серго Орджоникидзе к.т.н., доцент В.Н. Орлов, к.г-м.н., доцент Н.М. Афонина, а также специалисты, с которыми автор имел плодотворные контакты - A.A. Антонович, к.т.н. О.С. Зиновьева, Е.С. Урюпина, Д.Н. Ерофеев, Е.В. Рогожина. Автор выражает им свою признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложены актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследований, показаны научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе проанализировано состояние современного методического обеспечения интерпретации данных ГИС для восстановления геологической неоднородности терригенных пород и сформулированы задачи исследований по теме диссертации.

Терригенные (песчано-алеврито-глинистые) отложения, занимают большую долю осадочного чехла земли и содержат залежи нефти, газа и газового конденсата. Типичным представителем таких отложений является пласт Д] нижнего девона на территории Ромашкинского нефтяного месторождения Татарстана.

Терригенные породы сложены электрически нейтральными и заряженными твердыми частицами - кристаллами минералов и обломками первичных магматических и метаморфических пород различной размерности от менее 0.001 мм и до 2 и более мм (песчаными, более 0.1 мм, крупно алевритовыми (0.1-0.05 мм), мелко алевритовыми (0.05-0.01 мм), глинистыми, менее 0.01 мм, а также карбонатами, углями, тяжелыми минералами. Они характеризуются значительной структурной, текстурной и минералогической неоднородностью, в разной степени сцементированы и представляют собой различные минеральные образования, среди которых выделяют кварцевые, кварцево-полевошпатовые и полимиктовые песчаники и алевролиты, а также глины (аргиллиты). В них образуются

разные по строению геологические песчано-алеврито-глшгастые тела, в которых формируются резервуары и в них накапливаются пластовые воды и углеводороды.

Под структурой породы в диссертации понимается совокупность размеров и формы слагающих ее зерен. По величине преобладающих размеров минеральных зерен среди терригенных пород различают псефитовую, псаммитовую, алевритовую и пелитовую структуры. Псефитовая структура свойственна грубообломочным породам, состоящим из обломков размером более 2 мм. Псаммитовая структура характерна для песков и песчаников, с размерами частиц от 0.1 до 2 мм. Здесь выделяются структуры: грубозернистая -преобладают зерна больше 1 мм; крупнозернистая зерна от 1 до 0,5 мм; среднезернистая -зерна от 0.5 до 0.25 мм; мелкозернистая - зерна от 0.25 до 0.1 мм. Алевритовая структура свойственна мелкообломочпым породам с размерами частиц от 0.01 до 0.1 мм, среди которых выделяются крупнозернистая (от 0.1 до 0.05 мм) и мелкозернистая (от 0,05 до 0,01 мм) структуры. Пелитовая структура характерна для тонкообломочных пород с размерами частиц 0.01 мм и мепее. Здесь выделяются микрозернистая (преобладают зерна от 0,01 до 0,001 мм); криптозерпистая ( размер зерен мепее 0.001 мм).

Текстура горной породы характеризуется расположением и распределением ее составных частей. Основным текстурным признаком терригенных пород является их слоистость, которая связана как с условиями накопления осадка, так и с процессами преобразования осадков.

Терригенные породы в отложениях пашийского горизонта Д[ нижнефранского подь-яруса нижнего девона на Ромашкинском месторождении сложены кварцевыми и кварце-во-полевошпатовыми образованиями. Верхняя граница продуктивного горизонта Д] установлена в подошве карбонатного репера "верхний известняк", а нижняя граница определяется по кровле глинисто-алевритовой пачки муллинского горизонта - репер "муллин-ские глины". Общая толщина продуктивного горизонта Д[ изменяется от 30 до 40 м.

Отложения горизонта Д) образовались в условиях фаций дельтового типа и при-брежно-морских фаций. Это обусловило сложность структурного строения и существенное изменение их фракционного состава. На рис. 1 показан пример литологического разреза по группе скважин, пробуренных на Карамалинской площади. Разрез построен по результатам интерпретации данных ГИС по разработанной автором диссертации методике. Он демонстрирует существенную структурную неоднородность терригенных пород в разрезе. Выделяются тела песчаников, алевритистых песчаников, алевролитов, песчано-глинистых алевролитов и глин. Песчано-алевритовые тела имеют различное площадное распространение и в зависимости от величины протяженности рассматриваются как линзы или пласты.

Глубина 1

-1570

ВИ

-1580

Д1

-1590

1600

ПН

Коды структурно-ьпшералотческой моделн

I |КпКв.св [ [ КпКеп ЩКпКигп ЩЩКпКнг.св "| Песчаник; |; : "Н|.а.певролнт[ —Г] Глина | ' | Карбонаты

ггщ

¡р |р1

т У

— Нефтенасыщенные алеЕрнтовые тела

Рис. 1. Литологический разрез по скважинам Ромашкинском месторождения.

Многочисленные исследования данных керна показали, что пашийский горизонт, включающий продуктивный горизонт Д|, в целом сложен мелкозернистыми песчаниками и алевролитами слабо глинистыми, переслаивающимися с глинами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые, или буровато-серые до тем-нокоричневых в зависимости от интенсивности нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчанистые, слоистые. Такая текстура пород связана с сортировкой обломочного материала по величине зерен в процессе осадконакопления.

В действующей в настоящее время системе пластового расчленения горизонт Д| на площадях Ромашкинского месторождения представляется разделенным на 8 пластов, которым присвоены следующие индексы сверху-вниз по разрезу: «а», «б|», «62», «63», «в», «Г|», «Г2+3», «д». Такое расчленение положено в основу при исследовании неоднородности строения толщи и послужило базой при создании схемы разработки месторождения.

Все выделенные пласты на территории месторождения имеют изменяющуюся толщину 0.5-15 м, представлены отдельными телами песчаников и алевролитов, которые имеют ограниченное латеральное распространение и разделяются глинами и глинистыми алевролитами. Часто они сливаются между собой. Площадное распространение коллекторов в пластах существенно изменяется. Например, пласт «д» отмечается лишь на отдельных участках.

Анализ результатов выполненной при участии автора интерпретации данных ГИС по большому числу скважин показывает, что принятую в настоящее время систему расчленения разреза горизонта Д1 на пласты «а»-^«д» следует рассматривать как весьма условную. Она не в полной мере отражает фактическое геологическое строение небольшой по общей толщине (до 40 м) и имеющей большое площадное распространение терригенной толщи,

которая образована в различных фациальных условиях осадконакопления на разных участках и в условиях изменяющейся фациальной обстановки на разных временных интервалах формирования отложений. При сменах в разное время условий осадконакопления на одних и тех же территориях на площади распространения Ромашкинского месторождения формировались различные геологические тела: русловые палеодельт, тела береговых линий, баров, шельфа, болот и пр. в форме линз разной протяженности, часто с полозооб-разным видом залегания. В результате в разрезах даже соседних скважин, см. рис. 1, наблюдается существенное изменение структурного строения пород по фракционному составу, выделяются слабо коррелируемые между собой по толщине и высоте залегания в пределах общей толщины горизонта интервалы песчаников, алевролитов, глин и переходные типы пород.

Изложенное позволило автору диссертации прийти к выводу, что в целом толща горизонта Д] должна рассматриваться не как принятая система однородных по структурному строению пластов «а»-;-«д», а как совокупность геологических тел, имеющих разный фракционный состав. Выделение и пространственное оконтуривание таких тел должно быть основой: а) при детальном изучении геологической неоднородности терригенной толщи, б) при проектировании схемы разработки на современном этапе и в) при поиске тел, содержащих не затронутые разработкой остаточные запасы.

Для анализа петрофизических особенностей терригенных пород были использованы данные многочисленных исследований керна. Автор пришел к выводу, что для характеристики структурной неоднородности терригенных пород горизонта Д[ в структурном каркасе породы следует выделять три фракции: песчаную (>0.1 мм), алевритовую (0.01-0.1 мм) и глинистую (<0.01 мм). Такой подход отличается от ранее использованной классификации (Т.Е. Данилова), когда в качестве алевритового компонента использована лишь фракция крупнозернистого алеврита (0.05-0.1 мм), а фракция мелкозернистого алеврита (0.01-0.05 мм) включена в глинистую фракцию. Завышенная величина глинистости была положена в основу при разработке принципов ныне действующей классификации пород коллекторов горизонта Д\ и при создании соответствующей методики интерпретации данных ГИС, принятой в ОАО "Татнефть" в виде стандарта по интерпретации материалов ГИС. В этой классификации коллекторы разделяются только по уровню глинистости Ка=2 %. Как известно, достоверность определения величин Ка, имеющих малое значение, по данным ГИС низкая. Это, по мнению автора, в конечном итоге привело к неоднозначностям при оценке фактической геологической неоднородности терригенных пород и сделало не устойчивым выделение в разрезе горизонта Д] продуктивных объектов, характеризующихся пониженной пористостью и низкой проницаемостью, содержащих остаточные

запасы нефти. Поэтому выработка более объективной системы критериев разделения коллекторов на классы и создание для этого соответствующей технологии интерпретации данных ГИС и геологического обобщения информации имеет ключевое значение.

На основе выполненного анализа геологических особенностей строения горизонта Д1 автор диссертации пришел к выводу, что для восстановления геологической неоднородности строения продуктивного комплекса пород горизонта Д1 на территории Ромашкинского месторождения в целом и выделения в толще тел песчано-алевритовых коллекторов и определения их емкостных и фильтрационных свойств требуется, при комплексной интерпретации геолого-геофизической информации, определять фракционный состав частиц, слагающих скелет породы.

Далее в диссертации рассмотрены методические ограничения современных методов интерпретации данных ГИС при восстановлении свойств терригенного разреза. Наиболее значимый вклад в разработку таких методов внесли отечественные ученые B.C. Афанасьев, C.B. Афанасьев, Б.Ю. Венделынтейн, В.Н. Дахнов, Б.Н. Еникеев, С.С. Итенберг, Г.М. Золоева, Л.Е. Кнеллер, В.Н. Кобранова, Е.И. Леонтьев, В.Г. Мамяшев, Э.Ю. Миколаев-ский, В.И. Петерсилье, В.Ю. Терентьев, Д.А. Шапиро, Г.А. Шнурман, М.М. Элланский, Г.Г. Яценко и многие другие. Среди зарубежных ученых отметим М. Вилли, Х.Дж. Хилла, Дж.Д. Мильберна, С.Д. Пирсона, 3. Барлаи, Клавье К., Думаноира Дж. и многих других. Создан целый ряд методов интерпретации данных ГИС, которые применяются при изучении терригенных комплексов пород. Вместе с тем анализ современного уровня петрофи-зического обоснования методик интерпретации данных ГИС и вариантов их практической реализации при оперативной интерпретации и при подсчете запасов, показывает, что задача восстановления геологической неоднородности терригенных пород на требуемом уровне не решается. Более того, система действующих в России нормативных документов и методических руководств сама по себе ограничивает возможность решения этой задачи. Она ориентирует на определение только ограниченного числа подсчетных параметров -эффективной толщины, пористости и нефтенасыщенности. Определение же структурно-минералогических характеристик пород не входит в состав обязательных оцениваемых данных.

Ограниченный объем определенных по данным ГИС параметров не позволяет корректно восстановить геологическую неоднородность и фациальную изменчивость толщи горных пород, построить адекватную геологическую модель и выделить в массиве отложений песчано-алевритовые тела, вмещающие залежи углеводородов. В связи с изложенным, автором были сформулированы задачи исследований по теме диссертации: 1. Развитие принципов определения геологической неоднородности терригенной породы для ре-

шения задач геологического моделирования, определения структуры геологических запасов и выявления в толще длительно разрабатываемого месторождения, подобного Ромаш-кинскому, геологических тел, потенциально содержащих остаточные запасы; 2. Обоснование требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей определение геологической неоднородности терригенной породы. 3. Обоснование системы петрофизи-ческого обеспечения интерпретации данных ГИС в грехкомпонентной песчано-алеврито-глинистой породе. 4. Разработка методики интерпретации данных ГИС для горизонта Дь 5. Обоснование принципов классификации пород коллекторов на основе использования данных о их структурно-минералогическом строении. 6. Разработка методики выделения по данным интерпретации ГИС тел песчано-алевритовых коллекторов, потенциально содержащих остаточные запасы нефти.

Во второй главе изложены разработанные автором принципы определения по данным ГИС геологической неоднородности терригенной породы. При этом: а) был выполнен анализ применяемых в практике изучения терригенных толщ и, в частности, горизонта Д) количественных критериев оценки неоднородности геологического разреза, б) выявлены ограничения этих критериев и в) создана система критериев, базирующаяся на определенных по данным ГИС параметрах структурно-минералогического строения пород. На этой основе сформулированы требования к минимальному составу геологических параметров терригенной породы, которые необходимо определять в процессе интерпретации данных ГИС.

В условиях Ромашкинекого месторождения при исследовании особенностей геологического строения продуктивных пластов применяются критерии, основанные на принятой системе расчленения разреза горизонта Д] на пласты «а» - «д». При этом принимается, что "... неоднородность пластов - это непостоянство численных значений параметров пласта (толщины, пористости, проницаемости и др.) или в более широком смысле этого понятия - изменчивость литолого-фациальной характеристики пласта по площади и по разрезу" (P.C. Хисамов). Для оценки неоднородности пород в толще применяется система показателей по пластам коллекторам, которую автор диссертации условно разделил на две группы - первичные и вторичные. Первичные показатели рассчитываются по фактическим геологическим данным: а) скважинным, полученным по данным ГИС или керна - толщина пласта коллектора, пористость, абсолютная проницаемость, нефтенасыщенность; б) корреляционным схемам, построенным по данным ГИС и отражающим распространенность пластов коллекторов; в) геологическим картам, отражающим площадное распространение пластов коллекторов, толщину, пористость, нефтенасыщенность. Вторичные показатели формируются путем статистического обобщения величин первичных показа-

телсй. К наиболее важным первичным показателям относятся: 1) коэффициент песчани-стости, который рассчитывается как для каждой скважины, так и для групп скважин; 2) коэффициент расчлененности, который вычисляется для группы скважип; 3) коэффициент распространения коллектора по площади; 4) коэффициент замещения или отсутствия пласта-коллектора; 5) коэффициент слияния пластов. К группе вторичных показателей неоднородности обычно относятся: 1) параметры, характеризующие изменчивость первичных показателей для участков распространения продуктивных пластов на площади месторождения, например, в пределах всего месторождения, отдельных блоков подсчетпого плана -диапазонов изменения, средних, коэффициентов вариаций и пр.; 2) тренды взаимосвязей между первичными или вторичными показателями в форме графиков сопоставления; 3) кривые и законы распределения, а также статистические характеристики первичных показателей, а также определяемых по данным ГИС и/или керна толщин коллекторов, пористости, абсолютной проницаемости (также по ГДИС), иефтенасыщенности, доли связанной водонасыщешюсти, глинистости и пр.; 4) вариаграммы перечисленных выше параметров; 5) показатели литологической неоднородности пластов, которые определяются на основе комплексного анализа первичпых и вторичных показателей.

Описанная система оценки параметров геологической неоднородности терригащой толщи, обладает рядом ограничений: 1) она пе учитывает в полной мере гепетическую связь между фациальными условиями осадконакопления и диагенеза со структурно-минералогическими характеристиками породы, отражающими в целом ее геологическую неоднородность. 2) при расчетах коэффициента песчанистости по скважинам или коэффициента расчлененности по пласту принимается, что все прослои коллекторов являются однородными по петрофизическим свойствам (пористости, проницаемости, глинистости и пр.), а для коэффициента расчлененности - не учитывается изменение свойств пород по площади распространения пласта. Автор пришел к выводу, что для более полной характеристики геологической неоднородности терригенной толщи необходимо совершенствование системы количественных показателей на основе учета фундаментальных петрофизи-ческих закономерностей этих пород.

При разработке системы критериев автор исходит из положения, что геологическая неоднородность терригенной толщи выражается в значительной изменчивости структурно-минералогического состава частиц, слагающих скелет породы. Причина образования пород с изменяющимся спектром размеров частиц и ограниченным минеральным составом кроется в условиях выветривания, переноса, осадконакопления и последующих преобразований первичного обломочного материала, формирующего структурный каркас породы. Геологические тела устойчивого фракционного состава, формирующие резервуары,

в которых могут накапливаться углеводороды (песчаники, алевролиты и их смеси) имеют, как правило, существенно изменяющиеся толщины и ограниченное широтное распространение, при этом наблюдается слияние отдельных слоев, разделение слоев прослоями и линзами переходных массивов пород преимущественно глинисто-алевритового состава. Различная степень отсортированное™ частиц пород отражает фациальную обстановку осадконакопления. Таким образом, знание спектрального состава частиц, слагающих породу в каждой точке геологической среды, и установление закономерностей пространственного изменения фракционного и минерального (по фракциям) состава пород позволяет восстановить фациальную обстановку их образования. В разрезах всех скважин по закономерному изменению содержания песчаной, алевритовой и глинистой фракций можно выделять циклы осадконакоплеиия, перерывы в осадконакоплении.

Выполпегтые исследования показали, что в целом горизонт Д1 должен рассматриваться как совокупность отдельных геологических тел, имеющих разпый фракционный состав. Для их выделения необходимо: 1. При интерпретации данных ТИС в интервале горизонта Д1 в каждой скважине непрерывно по слоям разреза с шагом 0.2 м: а) определить структурно-минералогическую модель пород (содержание песчаной фракции К„ес с размером частиц >0.1 мм, алевритовой фракции Кт с размером частиц 0.1-0.01 мм, глинистой фракции Кг1 с размером частиц <0.01 мм, коэффициент полной пористости К„; б) оценить флюидальную модель порового пространства (объемная доля связанной воды Ks.ce, подвижной воды Ка.„, - объемная доля нефти Кн); в) рассчитать коэффициент абсолютной проницаемости. 2. По данным фракционного состава в каждом слое определить литотип породы на основе применения критериев, разработанных автором, и описанных в диссертации. Объединением отдельных слоев по совпадению кодов литотипов выделить в разрезах скважин интервалы пересечения скважинами тел разных литотипов. 4. На основе анализа закономерностей изменения последовательностей смены литотипов пород снизу вверх по разрезу в соответствии с системой критериев, разработанной автором диссертации, выделить типы осадконакопления: а) циклы осадконакопления - трансгрессии, и регрессии разного порядка; б) перерывы в осадконакоплении или размывы. 5. На основе обобщения данных, полученных на предыдущих этапах 1-4, по отдельным интервалам (литотипам пород) в скважинах и по скважинам в пределах всего горизонта Д[ в целом, или в пределах принятых пластов «а» - «д» па площадях Ромашкинского месторождения, с применением первичных и вторичных критериев, описанных выше, выделить границы отдельных геологических тел, характеризующихся однородными фациальными условиями осадконакопления: а) пластов, имеющих большое площадное распространение на терри-

тории месторождения; б) линз, представляющих различные фациальные образования (баров, береговых линий и пр.); и) тел русел палеодельт.

Оконтуривание геологических тел в толще горизонта Д| является первым этапом комплексной интерпретации геолого-геофизической информации. Далее, применив дополнительные сведения о пористости, абсолютной проницаемости и нефтенасыщенности, выделяются тела продуктивных коллекторов. Автор диссертации пришел к выводу, что в условиях Ромашкипского месторождения для сохранения преемственности в изучении геологии девонских песчано-алеврито-глинистых пород, учета ранее выполненных исследований и согласования с этими исследованиями, выделение и пространственное оконтуривание геологических тел по новой технологии должно быть выполнено на основе анализа пространственного распространения ранее выделенных пластов «а» - «д». Такой подход позволит осуществить постепенный эволюционный переход в будущем к новому этапу составления проектных документов На адресную разработку остаточных запасов на Ромашкинском месторождении в рамках ГУ схемы, не нарушая сложившуюся систему эксплуатации, а планомерно совершенствуя ее.

В заключительной части главы дано обоснование требований к методике интерпретации данных ГИС для решения задачи восстановления геологической неоднородности горизонта Д] Ромашкинского месторождения: 1. Определение структурно-минералогической и флюидальной моделей пород. 2. Количественная оценка фильтрационных характеристик коллекторов - абсолютной проницаемости и фазовой проницаемости по воде и нефти. 3. Определение типа и долей извлекаемых флюидов из продуктивных интервалов коллекторов. 4. Определение подсчетных параметров залежей углеводородов.

В третьей главе изложены результаты исследований по разработке петрофизическо-го обеспечения методики интерпретации данных ГИС и описан разработанный автором алгоритм определения свойств пород в пределах горизонта Д].

Автором диссертации при обосновании системы петрофизического обеспечения для отложений терригенного девона Татарстана были учтены следующие факторы: 1. В подавляющем большинстве скважин комплекс ГИС включает данные электрометрии (ИК, БК, ГО, БКЗ), ПС, ГК и НГК. 2. Исследования керна обычно ограничиваются определением стандартного набора параметров в атмосферных условиях (пористость, абсолютная проницаемость по воздуху, связанная водонасыщенность, удельное электрическое сопротивление при полном и частичном насыщении водой с УЭС около 0.04 омм), Только при выполнении специальных программ проводится определение фракционного состава образцов кернов и др. 3. В условиях кварцево-полевошпатовых образований, к которым относятся отложения горизонта Дь при исследовании образцов кернов некоторые важней-

шие петрофизические закономерности, которые определяют свойства пород в их естественном залегании, проявляются в ограниченных масштабах. Это приводит к проблемам установления истинных петрофизических моделей, определяющих влияние свойств пород на показания методов ГИС.

В связи с изложенным при обосновании петрофизических моделей для горизонта Д[ Ромашкшского месторождения автором диссертации применен подход, заключающийся в математическом моделировании известных обобщенных петрофизических моделей, присущих терригепным породам. В качестве базы при выполнении исследований была использована система петрофизических моделей, разработанная B.C. Афанасьевым, A.B. Афанасьевым и C.B. Афанасьевым, теоретическое описание которой приведено в патенте авторов. Автор диссертации принимал активное участие в исследовании адсорбционных явлений в терригенных породах [2], при создании петрофизических моделей электропроводности [4], AK [1] и ГК [3], при разработке методики ТАВС и при ее адаптации к геологическим условиям в различных регионах РФ. Результаты выполненных исследований применены при обосновании системы петрофизических моделей для горизонта Д[ Ромаш-кинского месторождения [5, 6].

В основе системы петрофизических моделей для горизонта Д1 лежит трехкомпонент-ная модель песчано-алеврито-глинистой породы, см. рис. 2. В соответствии с этой моделью тсрригенная порода состоит из структурного каркаса (скелета) и порового пространства. Структурный каркас сложен песчаной, алевритовой и глинистой фракциями, карбонатным цементом, обломками первичных пород и различными прочими минералами. Поровое пространство в нефтеносном коллекторе насыщено связанной и подвижной водой, подвижными и остаточными углеводородами. Объем связанной воды формируется всеми составляющими структурного каркаса породы. В этой модели учитывается изменение физических свойств скелета породы как функции соотношения его фракционного состава, изменения заряда слагающих частиц, минерализации пластовой воды, нефтенасыщенпости и отражения этих изменений в физических свойствах, определяемых по данным ГИС.

Для горизонта Д[ обоснованы следующие петрофизические модели: электропроводности породы, показаний ГК, водородосодержания по НГК, связанной воды и абсолютной проницаемости.

(.'«зет порода

Порэяое пространство

К,

Песчаная

фряшрга

А' .

.АлпствЮ фраков

( naatri<№ фраодх

Кадокиш. tôtoKBi порез, wieipira

Фпогагакиммв»; I К^^-К^^К* « iCt tf мрсзеяясгд tc<ua фрадгеы* oeço ж

Рис. 2.

Нода

Петрофизическая модель электропроводности представлена в работе автора с соавта-рами [4] и описывается формулой ст„ =(КпК1<)'"аЭ1. Величина <т„ рассчитывается с учетом влияния адсорбционных процессов, протекающих в поровом пространстве породы и зависящих от емкости катионного обмена породы и электропроводности насыщающей пластовой воды а,. Для обоснования применимости этой модели для горизонта Д( автором диссертации осуществлено математическое моделирование выполненных в ТатНИ-ПИнефть измерений УЭС образцов кернов на большой коллекции кернов (539 образцов), отобранных из скважин различных площадей Ромашкинского месторождения Измерения УЭС были выполнены в атмосферных условиях при полном и частичном водонасыщении образцов минерализованной водой с УЭС 0.03 - 0.04 омм. Математическое моделирование, схема которого детально описана в диссертации, показало, что выбранная автором модель электропроводности достоверно описывает электрические свойства во всем диапазоне изменения пористости (5.2 - 26.9 %) и нефтенасыщенности (1.5 - 90.2 %), отражающем все многообразие пород горизонта Д|. На рис. 3 показано сопоставление кривых распределения УЭС образцов кернов по данным измерений (р„) и расчетов (рпт). Совпадение этих кривых во всем диапазоне изменения УЭС пород показывает, что применение петрофизической модели обеспечивает достоверное определение нефтенасыщенности коллекторов в горизонте Д|.

Исследование кривых ГК по скважинам Ромашкинского месторождения, выполненное автором диссертации, позволило сделать вывод, что показания на кривых ГК контролируются содержанием в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций. На рис. 7 представлен планшет по скважине, на котором точками изображены данные о гранулометрическом составе образцов кернов и кривая ГК. С увеличением содержания в породе алевритового компонента увеличиваются амплитуды на кривой ГК. Для интерпретации показаний кривой ГК была использована петрофизическая модель, которая записывается формулой JгкS„{\ - Кп) = Jш.Km.Sж +J,,K, где J„,Sl,,Kll - показания кривой ГК против пласта, объемная плотность, коэффициент пористости терригенной породы; Jna,Kпec,Smx.,Jll],,Kш,Sш,J,1,Kгl,Sa - показания ГК при предположении, что скелет породы состоит целиком из одной фракции, а также содержание и плотность фракций песчаника, алеврита и глины в породе. Для геологических условий девона принято

и N

I 10 ню пит

^11. омы

Рис. 3.

5Ж = Sal = 2.65 г/смЗ , Sa= 2.71 г/смЗ. Для характеристики алевритового компонента породы используется параметр im = (Jm -J,mc)l(J„ - J„ec). Для определения значения параметра im были проанализированы кривые ГИС и данные гранулометрии керна по ряду скважин. В качестве примера в диссертации рассмотрены материалы по скважине, в которой был отобран большой объем керна, см. рис. 7. Сначала керн был увязан по глубине с кривой ГК. Затем с этой кривой в точках глубин керна были сняты отсчеты. На основе математического моделирования полученных данных были определены показания кривой ГК для чистого песчаника J,wc- 0.6 мкр/час, алевролита J7 мкр/час и глин J. = 14 мкр/час и рассчитан параметр im а 0.5. Используя полученные данные, по модели ГК по фракционному составу кернов вычислены теоретические показания кривой ГК и определено относительное расхождение между теоретическими и фактическими показаниями кривой ГК. Среднее относительное расхождение по всем данным керна (73 образца) составило 2.3 %, а коэффициент корреляции между сравниваемыми параметрами равен 0.846. Графики на рис. 4 иллюстрируют описанную совокупность данных. Подобные результаты получены и по другим скважинам. Это показало высокую достоверность выбранной автором модели ГК для описании естественной радиоактивности терригенных пород девона Ромашкинского месторождения.

Петрофизическая модель водородосодержания записывается формулой юик -Кпюж +юск, где сож - водородосодержание флюида внутри порового пространства породы; шск - водородосодержание структурного каркаса породы. При расчете соск учитываются адсорбционные характеристики структурного каркаса породы и литологическая поправка, обусловленная разным влиянием на метод НГК минералов силикатов и карбонатов. Оценка влияния адсорбционных эффектов на параметр шск в принципе эквивалентно учету влияния глин в скелете породы. Однако в новом подходе, разработанном A.B. Афанасьевым и примененном автором, для расчета поправки используются пористость К„, водонасыщенность зоны проникновения К„„„, емкость катионного обмена породы Q„ и минерализация смеси фильтрата и пластовой воды в зоне проникновения С„„ что позволяет рассчитать более точную поправку за адсорбционный эффект в регистрируемое

t/tKt* V,K>>

«: im <и. i

(*!./ Км

4 (> К

J\мкрч

Рис. 4.

НГК водородосодержание прискважинной части пласта. В диссертации на массиве скважин, по которым имелись массовые определения пористости по керну, продемонстрирована высокая достоверность петрофизической модели водородосодержания.

У.? с ч

Модель водородосодержания совместно с данным!?'кривой ПС позволяет определить пористость К,„ водонасыщенность К„ и емкость катионного обмена £>» прослоя породы.

В диссертации рассмотрены обоснованные для использования в условиях горизонта Д| петрофизические модели для определения доли связанной воды К„,св и расчета абсолютной проницаемости К„р.

При расчете К„.св учитываются две составляющие - электрически связанная вода, которая определяется величинами ()„, К,„ К„ и С„, и молеку-лярно связанная вода, содержание которой в породе контролируется ее алевритистостью. На рис. 5 показана стохастическая зависимость Квсв =/(К„), построенная по выборке кернов (слева) и по результатам расчетов по разработанной автором методике по скважине (справа). Совпадение областей расположения точек на корреляционном поле в обоих случаях свидетельствует о достаточной точности оценки величины Кв_„ по данным ГИС.

Петрофизическая модель абсолютной проницаемости устанавливает связь вида К = /(Ка,Квсв), графическая иллюстрация которой, построенная по керновым данным горизонта Дь показана на рис. 6 слева. Линии на рисунке рассчитаны для разных значений Квсв. На основе математического моделирования установлено, что модель обеспечивает достоверное определение проницаемости Это подтверждается совпадением кривых распределения на рис. 6 справа, построенным по всей выборке кернов (1024 образца). Достоверность моделей также иллюстрируется на рис. 7.

Обоснованные в диссертации петрофизические модели использованы автором для разработки алгоритма определения свойств пород горизонта Д]. На основе совместного решения системы уравнений, включающей петрофизические модели и формулу, описывающую структурно-минералогическую модель породы, а также петрофизические пара-

Рис. 5.

'¿ШИг

•ж

1(1 НИ» ИХИ1 «ИУК!

И ] ! 1(1 100 |(КН1 КИНЮ Кир. 41

Рис. 6.

метры и данные по опорным пластам, в каждой скважине определяются все перечисленные выше (вторая глава) параметры, которые обеспечивают восстановление геологической неоднородности пород в разрезе, а также выделение и оценку пород коллекторов.

В четвертой главе описана разработанная автором методика интерпретации данных ГИС. Алгоритм определения геологических свойств терригенных отложений горизонта Дь разработанный автором диссертации, был включен в технологическую схему "Методики автоматизированного восстановления свойств терригенного разреза (методику ТАВС)", разработанную и реализованную в системе Gintel коллективом специалистов ООО "Геоинформационные технологии и системы" (ООО "ГИФТС"), в состав которых входил и автор диссертации, под руководством B.C. Афанасьева и C.B. Афанасьева. В результате автором диссертации была создана методика углубленной интерпретации данных ГИС в терригенном разрезе девона (горизонт ДО применительно к месторождению Ро-машкинского месторождения.

В диссертации детально описана разработанная методика в целом и двухэтапная схема реализации вычислительного процесса при комплексной интерпретации данных ГИС по месторождению в целом: Этап 1. Сначала выполняется интерпретация данных ГИС по отдельным скважинам. В результате определяются все параметры, перечисленные в главе 2. Результаты обработки сохраняются в цифровой форме в файлах LAS и оформляются в форме планшетов. На основе данных послойной обработки комплекса ГИС в разрезе каждой скважины выделяются относительно однородные по геологическим свойствам прослои коллекторов, имеющие одно и то же флюидальное насыщение и характеризующиеся средними значениями коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и абсолютной проницаемости с учетом заданного уровня среднестатистического отклонения для каждого из этих параметров в пределах прослоя, а также с контролем на минимальную величину толщины прослоя 0.4 м. В интервалах неколлекторов прослои выделяются по литологическому признаку и по изменению коэффициента пористости. Этап 2. Затем результаты сопоставляются по группам скважин в форме литологических разрезов, пример которых показан на рис. 1. На этих планшетах изображаются рассчитанные объемные и флюидальные модели, а также дополнительно по скважинам могут выводиться: исходные каротажные кривые, данные по керну, результаты испытаний, кривые накопленной добычи флюидов и обводнения. По этим данным: а) анализируется достоверность интерпретации данных ГИС по всем скважинам, подтверждается корректность выбранного алгоритма обработки данных ГИС или вырабатываются решения по его модернизации; б) уточняются стратиграфические разбивки разреза по скважинам; в) корректируются данные инклинометрии для обоснованного согласования глубин залегания выделяемых в разрезе

геологических тел; г) устанавливаются контакты флюидов и выделяются отдельные залежи в пределах изучаемого стратиграфического пласта. Далее по полученным данным рассчитываются подсчетпые параметры - определяются эффективные нефтегазонасьпцепные толщины, коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности, подготавливаются данные для геологического моделирования.

Важным этапом интерпретации данных ГИС по скважинам является оценка достоверности определенных геологических свойств пород. Эта задача решается следующими способами: 1. Расчет теоретических кривых удельного электрического сопротивления (УЭС) />„,„ и аномалий ПС ДИпс„ при 100 % водонасыщенности породы, теоретических кривых показаний АК водородосодержания ыНКт (НГК), объемной плотности <?„,„ (ГГК) при фактической водонасыщенности пород в разрезе и сравнение теоретических кривых с зарегистрированными в скважине кривыми ГИС. 2. Построение стохастических связей между рассчитанными параметрами по отдельным или группам скважин и сравнение этих связей с аналогичными, построенными по данным керна, например, связи К,^ = /(Кя), К „К, = /(/э„)> = 3- Анализ кривых статистического рас-

пределения коэффициентов пористости К„, нефтенасыщенности Ки, абсолютной проницаемости Кпр и сравнение их с аналогичными кривыми, построенными по представительным данным керна. Анализ графиков сопоставления этих параметров между собой и с толщиной нсфтегазонасыщенных /?„ и водонасыщенных прослоев. 4. Прямое сопоставление рассчитанных по слоям или прослоям значений пористости, доли связанной воды и абсолютной проницаемости и сравнение этих да1шых с осредненными данными по керну, отобранному из интервалов прослоев.

На рис. 7 показан пример результатов обработки данных ГИС по скважине, который позволяет по сопоставлению кривых фракционного состава, пористости, связанной воды и проницаемости с данными представительного керна судить о высокой достоверности разработанной методики интерпретации данных ГИС.

Рис. 7. Пример планшета с результатами интерпретации данных ГИС. Точками показаны данные по керну.

В пятой главе изложены некоторые результаты, полученные при использовании материалов интерпретации данных ГИС по разработанной автором методике для оценки геологической неоднородности горизонта Дь описана разработанная автором методика выделения песчано-алевритовых тел, потенциально содержащих остаточные запасы нефти и рассмотрен пример применения этой методики для выделения нефтенасыщенных алевритовых тел на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения.

К настоящему времени по методике ТАВС с использованием алгоритма, обоснованного в диссертационной работе, обработано более 7000 скважин по Абдрахмановской, Азнакаевской, Карамалинской и Павловской площадям Ромашкинского месторождения в интервале пашийского горизонта Д].

Накопленный обширный материал позволил решить целый ряд геологических задач, связанных с оптимизацией эксплуатации девонской залежи, и использован в ОАО "Татнефть" (ТатНИПИнефть, НГДУ "Азнакаевнефть") при составлении проектных докумен-

тов по реализации IV стадии ее разработки на площадях Ромашкипского месторождения: 1. ТатНИГШнефть (В.Н. Должснков), НГДУ "Азнакасвнефть" (В.М. Хусаинов и A.A. Вильдапов) совместно с ООО "ГИФТС" (B.C. Афанасьев, C.B. Афанасьев при участии автора) разработана новая геолого-промысловая классификация коллекторов горизонта Д] Ромашкипского месторождения, которая более детально дифференцирует продуктивные коллектора в разрезе по добычным характеристикам на основе учета изменения содержания в породе песчаной, алевритовой и глинистой фракций и влияния их на абсолютную проницаемость коллекторов. 2. На основе применения результатов интерпретации данных ГИС по методике ТАВС Хусаиновым В.М. и Вильдановым A.A. на примере Павловской площади Ромашкинского месторождения разработана методика исследования геолого-промысловых особенностей неоднородных пластов на поздней стадии разработки, которая нашла практическое применение при проектировании текущей разработки горизонта Д]. 3. Данные использованы в ТатНИПИнефть и НГДУ "Азнакаевнефть" при разработке геологических моделей участков Азнакаевской, Карамалинской и Павловской площадей.

Автором диссертации разработана методика выделения в толще горизонта Д[ тел, потенциально содержащих остаточные запасы нефти. Методика реализуется в пять этапов: 1. В разрезах скважин па выбранном участке месторождения по кривым фракционного состава выделяются интервалы алевролитов и песчанистых алевролитов, характеризующиеся начальной нефтенасыщенностью более 70 %. 2. На основе анализа площадного распространения скважин, содержащих такие интервалы, выделяются тела, содержащие нефть, и строятся карты площадного распространения таких тел или трехмерная геологическая модель распространения тел пефтенасыщенных алевролитов и песчанистых алевролитов. 3. На основе сопоставления построенной карты площадного распространения выделенных на этапе 2 тел и имеющихся карт с данными анализа текущей эксплуатации скважин, выявляются скважины, которые могут содержать геологические тела с остаточными углеводородами. 4. В скважинах (во всех или в наиболее типичных для отдельных геологических тел) выполняются геофизические исследования, обеспечивающие оценку текущей нефтенасыщенности интервалов алевролитов и песчанистых алевролитов. К таким методам относятся исследования методами НТК, ИННК, ИНГК (С/О каротаж), электрический каротаж через колонну (аппаратура ЭКОС). На основе этих данных принимается окончательное решение о наличии остаточных запасов в геологических телах. 5. На основе особенностей выявленной по данным ГИС геологической неоднородности геологических тел, их размеров, пространственного распространения, фильтрационно-емкосгпых свойств и текущей нефтенасыщенности планируются мероприятия по вовлечению оста-

точных запасов в разработку. Принципы реализации таких мероприятий рассмотрены в работах P.C. Хисамова.

Автор уделил внимание созданию алгоритмов для решения только первых двух этапов предложенной методики, которые соответствуют теме диссертации. При анализе данных важной задачей является отбор скважин из общего большого списка скважин, пробуренных на изучаемом участке месторождения, в которых имеются прослои с повышенным содержанием алевритового компонента в скелете породы. Для ее решения выполняются следующие процедуры: 1. Расчет по каждой скважине: а) суммарной толщины прослоев нефтенасыщенных алевролитов Наи, и их доли в общей толщине песчано-алевритовых (Я„„) пород На,и1л1Н,ш. 2. Построение карты площадного распространения нефтенасыщенных алевролитовых тел - параметров HalJH„a.

Карта позволят выделить участки. которые могут рассматриваться как объекты прироста добычи нефти. На этих участках отбираются скважины и в них отыскиваются интервалы с повышенной алевритистостью и нефтена-сыщенностью. В диссертации рассмотрен пример выделения таких тел на участке Карамалинской площади, см. рис; 8. На рис. 1 приведен литологический разрез по скважинам 1 - 8, на котором стрелками показаны интервалы нефтенасыщенных алевролитов. Эти интервалы могут исследоваться по описанной выше методике как потенциально содержащие остаточные запасы нефти.

В заключении сформулированы результаты выполненных исследований по теме диссертации:

1. Развито представление о модели и коллекторских свойствах терригенных пород горизонта Д| Ромашкинского месторождения и на основе этого разработаны требования к уровню интерпретации данных ГИС и выработаны критерии выделения в толще тел коллекторов различной структуры - песчаников, алевритовых песчаников, алевролитов и песчанистых алевролитов, - на основе определения по данным каротажа фракционного состава скелета терригенных пород, их пористости и абсолютной проницаемости.

2. Обоснована система петрофизических моделей для интерпретации комплекса данных ГИС, зарегистрированного в подавляющем большинстве скважин в интервале горизонта Д].

15Ü9S • ES.О

984П 9841 I 9342

Рис. 8. Карта распространения нефтенасыщенных алевролитовых тел.

3. Разработан алгоритм углубленной интерпретации данных ГИС, позволяющий определить непрерывно вдоль ствола скважины в разрезе горизонта Д] Ромашкинского месторождения содержание в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористости, доли связанной и подвижной воды, нефти, абсолютной проницаемости. Алгоритм реализован в Системе автоматизированной интерпретации данных ГИС Ош1с1 в форме адаптации методики ТАВС.

5. На основе применения данных о фракционном составе пород и установленной связи его с содержанием связанной воды в породе и ее абсолютной проницаемостью разработаны принципы более детальной классификации пород коллекторов. Выделены классы коллекторов с повышенным содержанием в скелете алевритового компонента, которые имеют пониженную проницаемость и которые можно рассматривать как объекты, содержащие остаточные запасы нефти в толще терригенного девона па Ромашкипском месторождении.

4. Разработана методика поиска в горизонте Д1 Ромашкинского месторождения насыщенных нефтью песчано-алевритовых или алевритовых тел, которые не подверглись существенному обводнению и, таким образом, сохранили остаточные запасы углеводородов.

Список опубликованных работ

1. Афанасьев C.B., Тер-Степанов В.В. Анализ алгоритмов обработки данных волнового АК. Тезисы доклада на международном семинаре "Новые идеи в науках о земле", 2006, с. 64.

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

3. Афанасьев A.B., Дьяченко В.А., Тер-Степанов В.В., Зиновьева О.С. Экспериментальное исследование влияния фракционного состава на естественную гамма-активность полимиктовых песчаников мела Западной Сибири. Сб. Каротажник, № 12 (177), Тверь, 2008, с. 219-229.

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

5. Афанасьев B.C., Афанасьев A.B., Афанасьев C.B., Тер-Степанов В.В. Методика интерпретации данных ГИС для определения геологической неоднородности продуктивных песчано-алеврито-глинистых пород девона Ромашкинского месторождения. Сб. Каротажник, № 2 (180), Тверь, 2009, с. 64-77.

6. Тер-Степанов В.В. Петрофизическое обеспечение методики интерпретации дан-пых ГИС в геологических условиях девона Ромашкинского месторождения. Тезисы доклада на международном семинаре "Новые идеи в науках о земле", 2009, с. 85.

Подписано в печать 03.03.2009 Формат 60x90/16 Объем 1,6 печ.л. Тираж 100 экз. Заказ № 72

ИД ООО «Ролике» 141006, г. Мытищи, Московская обл., Олимпийский пр-т, 30/17. Отпечатано ИД ООО «Ролике»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тер-Степанов, Валентин Валентинович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО МЕТОДИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД

И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ.

1.1 Особенности строения терригенных пород.

1.2 Геологичекая и петрофизическая характеристика горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

1.3 Петрофизические характеристики пород горизонта Д1.

1.4 Ограничения методики интерпретации данных ГИС.

1.5 Задачи по теме диссертации.

2 РАЗРАБОТКА ПРИЦИПОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПО ДАННЫМ ГИС ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТЕРРИГЕННОЙ ПОРОДЫ.

2.1 Анализ критериев оценки неоднородности терригенных пород.

2.2 Разработка принципов оценки геологической неоднородности терригенной породы.

2.3 Обоснование требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей определение геологической неоднородности терригенной породы.

3 ОБОСНОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС.

3.1 Общие положения.

3.2 Обоснование системы петрофизических моделей.

3.2.1 Модель электропроводности породы.

3.2.2 Модель аномалии ПС.

3.2.3 Модель естественной радиоактивности по ГК.

3.2.4 Модель водородосодержания по нейтронному каротажу.

3.2.5 Модель связанной воды.

3.2.6 Модель абсолютной проницаемости пород.

3.3 Разработка алгоритма определения геологических свойств пород горизонта Д1.

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС В РАЗРЕЗЕ ГОРИЗОНТА Д i.

4.1 Общее описание методики интерпретации данных ГИС.

4.2 Этапы обработки данных ГИС по месторождению.

4.3 Схема обработки данных ГИС по скважине.

4.4 Формирование исходной информации по данным ГИС.

4.5 Технология обработки данных ГИС по скважине в системе Gintel.

4.6 Оценка достоверности интерпретации данных ГИС.

5 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС ПО РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКЕ ДЛЯ ОЦЕНКИ

ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ГОРИЗОНТА Д,.

5.1 Анализ ранее выполненных исследований.

5.2 Разработка методики выделения в толще горизонта Д1 геологических тел с остаточным запасами нефти.

5.3 Пример выделения нефтенасыщенных алевролитовых тел на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики интерпретации данных ГИС для восстановления геологической неоднородности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения"

Актуальность проблемы Терригенные отложения, вмещающие залежи углеводородов, в общем случае, характеризуются существенной геологической неоднородностью, обусловленной условиями их формирования [56]. Восстановление свойств таких пород по данным ГИС в настоящее время имеет решающее значение при проектировании оптимальных схем разработки месторождений нефти и газа в терригенных толщах.

Типичным представителем сложно построенных терригенных пород служат песчано-алеврито-глинистые отложения горизонта Д1 Ромашкинского нефтяного месторождения, которые вмещают супергигантские по объему запасы нефти [28, 49]. Залежи углеводородов представляют собой многопластовые объекты малой толщины (1-15 м) с единой гидродинамической системой и эксплуатируются на поздней, четвертой, стадии разработки с использованием системы заводнения. Современный этап разработки Ромашкинского месторождения характеризуется снижением темпов отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности продукции до критических значений. Анализ геолого-промысловой информации свидетельствует о существенной неоднородности терригенных отложений девона по коллек-торским и фильтрационным свойствам как по вертикали, так и по площади [19, 26, 28, 33]. В этих условиях для повышения эффективности разработки месторождения [58, 59] стоит задача детального уточнения особенностей геологического строения девонских отложений, исследования его неоднородности и выделения на этой основе в разрезе геологических тел, способных содержать остаточную нефть, определения их текущей нефтенасыщен-ности, дифференциации остаточных запасов в толще по емкостным и фильтрационным свойствам, выработки оптимальных схем воздействия с целью максимального извлечения углеводородов из недр. Особую значимость в настоящий период имеет выделение в разрезе горизонта Д1 и вовлечение в разработку слабо проницаемых коллекторов, которые имеют пониженную пористость (13- 15 %), нефтенасыщенность (около 50 %), эффективную толщину (1-3 м), абсолютную проницаемость (до 20 мд) и содержат большие геологические запасы (около 600 млн. т.). По данным Р.С. Хисамова [59] доля таких коллекторов на отдельных площадях Ромашкинского месторождения доходит до 30 %, а залежи нефти, содержащиеся в них и являющиеся отдельными объектами разработки, приурочены к отдельным геологическим телам - линзам, прослоям и пластам, имеющим небольшое площадное распространение.

Использование высокоэффективных технологий для освоения Ромашкинского месторождения на современном этапе [58], по мнению автора диссертации, возможно, прежде всего, на основе применения методов углубленной переинтерпретации накопленных за весь период разбуривания месторождения данных ГИС, обеспечивающей восстановление структурно-минералогического строения терригенных отложений, оценку флюидальной модели пород и фильтрационных свойств по всем скважинам и комплексное трехмерное обобщение полученных данных.

В связи с этим терригенные девонские отложения горизонта Д1 Ромашкинского месторождения могут служить в качестве естественного полигона для научного обоснования требований к методике интерпретации данных ГИС, обеспечивающей более полное восстановление геологических характеристик терригенных пород.

Основные задачи исследований.

1. Обобщение отечественных и зарубежных исследований по разработке петрофизического обеспечения методик интерпретации данных ГИС в терри-генных отложениях.

2. Теоретическое и экспериментальное обоснование системы петрофи-зических моделей интерпретации данных ГИС при восстановлении геологической неоднородности и флюидального насыщения терригенной толщи горизонта Д1 Ромашкинского месторождения.

3. Разработка методики углубленной интерпретации данных ГИС в тер-ригенных отложениях Ромашкинского месторождения.

4. Обоснование методики исследования структурного строения терри-генных пород Ромашкинского месторождения по данным ГИС.

Защищаются следующие научные положения и результаты.

3. Применение предложенной автором группы параметров, рассчитываемых по величинам содержания в разрезе, вскрытом отдельными скважинами в пределах всего горизонта Дь песчаной и алевритовой фракций, пористости, абсолютной проницаемости и нефтенасыщенности пород, а также системы критериев и способов обобщения данных по группе скважин в виде карт и трехмерных построений позволяет осуществить восстановление геологической неоднородности терригенной толщи в целом и выявить в ней геологические тела, потенциально содержащие остаточные запасы нефти.

Научная новизна.

1. На основе обобщения предыдущих работ и выполнения собственных теоретических и экспериментальных исследований, включая математическое моделирование петрофизических характеристик (фракционный состав скелета, пористость, доля связанной воды, абсолютная проницаемость) и электрических свойств пород на образцах кернов по площадям Ромашкинского месторождения, автором развито представление о модели и коллекторских свойствах терригенных пород горизонта Дь доказана применимость системы петрофизических моделей УЭС, ПС, ГК, НЕС, Кв.св и Кпр, описывающих трехкомпонентную песчано-алеврито-глинистую породу и используемых в методике ТАВС, обоснованы параметры настройки этих моделей для определения свойств изучаемого комплекса пород.

2. Разработан алгоритм интерпретации данных ГИС, позволяющий определить непрерывно вдоль ствола скважины в разрезе горизонта Д1 содержание в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористости, доли связанной и подвижной воды, нефти, абсолютной проницаемости.

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

Практическая ценность работы:

2. Создана методика углубленной интерпретации данных ГИС в терри-генных отложениях Ромашкинского месторождения.

Реализация результатов работы на производстве.

Полученные в ходе исследований результаты были использованы при создании методики интерпретации данных ГИС, обеспечивающей достоверную оценку структурно-минералогического строения и нефтенасыщенности продуктивных терригенных отложений горизонта Д) Ромашкинского месторождения.

Технология переинтерпретации данных ГИС применена при построении геологических моделей залежей нефти в терригенных девонских отложениях Азнакаевской, Карамалинской и Павловской площадей Ромашкинского месторождения. На текущий период по этой технологии обработано около 7000 скважин.

На основе анализа накопленного большого объема результатов интерпретации данных ГИС, проведения дополнительных промысловых исследований скважин и комплексного исследования новой геологической информации специалистами ОАО "Татнефть" (ТатНИПИнефть, НГДУ "Азнакаев-нефть") при участии B.C. Афанасьева, С.В. Афанасьева и автора диссертации была разработана уточненная классификация пород коллекторов пределах залегания горизонта Д1 на Ромашкинском месторождении, направленная на оптимизацию процессов его разработки.

Результаты работ содержатся в 3-х отчетах по различным проектам, реализованным при участии автора, и которые хранятся в фондах ООО "Геоинформационные технологии и системы" и организаций ОАО "Татнефть". Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Объем работы - 138 страниц текста, 30 рисунков, 13 таблиц. Список литературы содержит 69 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Тер-Степанов, Валентин Валентинович

6 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе выполнения исследований по теме диссертации, получены следующие результаты:

1. Развито представление о модели и коллекторских свойствах терригенных пород горизонта Д1 Ромашкинского месторождения и на основе этого разработаны требования к уровню интерпретации данных ГИС и выработаны критерии выделения в толще тел коллекторов различной структуры - песчаников, алевритовых песчаников, алевролитов и песчанистых алевролитов, -на основе определения по данным каротажа фракционного состава скелета терригенных пород, их пористости и абсолютной проницаемости.

2. Обоснована система петрофизических моделей для интерпретации комплекса данных ГИС, зарегистрированного в подавляющем большинстве скважин в интервале горизонта Д1.

3. Разработан алгоритм углубленной интерпретации данных ГИС, позволяющий определить непрерывно вдоль ствола скважины в разрезе горизонта Д] Ромашкинского месторождения содержание в скелете песчаной, алевритовой и глинистой фракций, пористости, доли связанной и подвижной воды, нефти, абсолютной проницаемости. Алгоритм реализован в Системе автоматизированной интерпретации данных ГИС Gintel в форме адаптации методики ТАВС.

5. На основе применения данных о фракционном составе пород и установленной связи его с содержанием связанной воды в породе и ее абсолютной проницаемостью разработаны принципы более детальной классификации пород коллекторов. Выделены классы коллекторов с повышенным содержанием в скелете алевритового компонента, которые имеют пониженную проницаемость и которые можно рассматривать как объекты, содержащие остаточные запасы нефти в толще терригенного девона на Ромашкинском месторождении.

Технология переинтерпретации данных ГИС, функционирующая базе использования методики ТАВС и алгоритма, разработанного автором диссертации, применена при построении геологических моделей залежей нефти в терригенных девонских отложениях Азнакаевской, Карамалинской и Павловской площадей Ромашкинского месторождения. На текущий период по этой технологии обработано около 7000 скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тер-Степанов, Валентин Валентинович, Москва

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

2. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Венделыптейн Б.Ю. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонен-тов./Справочник/. Под ред. Стасенкова В.В., Гутмана И.С.

3. Афанасьев А.В., Афанасьев С.В., Антонович А.А. Определение прогнозного притока в интервалах коллекторов по данным детальной интерпретации материалов ГИС. Сб. Каротажник, № 2 (184), Тверь, 2009, с. 64-77.

4. Афанасьев B.C., Афанасьев С.В. Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы, г. Тверь: ШИП "ГЕРС", 1993 г., 28 е.: ил.

5. Афанасьев B.C., Афанасьев С.В., Афанасьев А.В. Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин, -Патент РФ № 2219337, 2003 г.

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

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

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

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

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

11. Афанасьев С.В., Тер-Степанов В.В. Анализ алгоритмов обработки данных волнового АК. Тезисы доклада на международном семинаре "Новые идеи в науках о земле", 2006, с. 64.

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

13. Афанасьев Вл.С. Технология определения давлений гидравлического разрыва пластов по геолого-геофизическим и технологическим параметрам в бурящихся скважинах, Изд. ГЕРС, Тверь,-1993, с. 47.

14. Блинов А.Ф., Хисамов Р.Б. Анализ остаточных запасов и выработка рекомендаций по повышению конечной нефтеотдачи горизонта Д1 Азнакаевской площади. Договор А.7.2-85.99, том 1, кн. 1. ТатНИПИНефть, отв исп. г. Бугульма, 2000 г.

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

16. Вендельштейн Б.Ю., Поспелов В.В. Роль минерального состава и адсорбционной способности полимиктовых песчаников и алевролитов вформировании их физических свойств. В кн.: Петрофизика и промысловая геофизика. М., Недра, 1969, с 24-32.

17. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978 г., 310 е.: ил.

18. Венделыитейн Б.Ю., Элланский М.М. Влияние адсорбционных свойств породы на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости. Прикладная геофизика. 1964. Вып. 40.-е. 181-193.

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

20. Т.Е. Данилова, Е.А. Козина, В.П. Морозов, Э.А. Королев, С.Н. Пика-лев. Основные нефтеносные горизонты палеозойских отложений республики Татарстан. Краткая характеристика литологического строения и коллекторских свойств. Казань : Плутон, 2007 г. 150с.

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

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

23. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

24. Добрынин В.М., Венделыитейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. Учеб. Для ВУЗов. М., Недра, 1991, 368 с.:ил.

25. ЗЗ.Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС, М.: Недра, 1995 г. 212 е.: ил.

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

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

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

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

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

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

32. Кожевников Д.А. Интерпретация и петрофизическая информативность данных гамма-метода. ЕАГО, Геофизика, № 2, 2000 г., с. 9-20.

33. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов Н.А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах состояние и направленияразвития. Издательство "ГЕРС", г. Тверь, Сб. Каротажник, 1999 г., № 63, с. 10-117.

34. Кропотов О.Н., Ручкин А.В., Яценко Г.Г., Козяр В.Ф. Методика оценки характера насыщенности пластов и прогнозирования состава притока по данным каротажа: Геология нефти и газа, 2, 1983 г., с. 33-38.

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

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

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

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

39. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел литологи-ческих ловушек нефти газа, JI.; Недра, 1984 г., 260 е.: ил.

40. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2 т. -- М.: ВНИИОЭНГ, 1995. Т. 1. - 492 с.

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

42. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00, Минтопэнерго РФ, М.: 2000, 130 с.

43. Стандарт по интерпретации материалов ГИС "Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений Республики Татарстан", утвержденный в 1999г. Государственным Комитетом Республики Татарстан по геологии и использованию недр.

44. Твардовский А.В. Сорбционная деформация сорбентов и термодинамическое описание равновесий в набухающих системах. Автореферат на соиск. уч. степ, д.ф.-м.н., Москва, 1992. 37 с.

45. Тер-Степанов В.В. Петрофизическое обеспечение методики интерпретации данных ГИС в геологических условиях девона Ромашкинского месторождения. Тезисы доклада на международном семинаре "Новые идеи в науках о земле", РГГРУ, Москва, 2009, том 2, с.28.

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

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

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

49. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. -М.: ООО "Техинпут", 2005. 540 е.: ил.

50. Хисамов Р.С., А.А. Газизов, А.Ш. Газизов. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. - 568 с.

51. Хусаинов В.М., Долженков В.Н., Вильданов А.А. Уточнение схемы геолого-промысловой классификации пород-коллекторов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Ж. Нефтяное хозяйство, № 12, 2007. с. 18-20.

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

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

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

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

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

57. Hearst J.R., Nelson P.H. Well logging for physical properties.McGraw-Hill,

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

59. Log Interpretation Principles/Applications, Schlumberger Well Services, — 1987.

60. Waxman M.H., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sands. Soc. Pet. Eng. Journal.-1968. Vol. 8. p. 107-122.

61. Среднее отклонение между измеренными и расчетными величинами УЭС -0.003

Информация о работе

Тер-Степанов, Валентин Валентинович
кандидата технических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.10

Диссертация

Разработка методики интерпретации данных ГИС для восстановления геологической неоднородности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы