Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов по комплексу радиоактивных методов с включением спектрометрического гамма каротажа

Ревва, Михаил Юрьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов по комплексу радиоактивных методов с включением спектрометрического гамма каротажа
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов по комплексу радиоактивных методов с включением спектрометрического гамма каротажа"

На правах рукописи

Ревва Михаил Юрьевич

Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов по комплексу радиоактивных методов, включающему спектрометрический гамма-каротаж (на лримере отложений месторождений Вартовского свода)

Специальность 25.00 10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва, 2006

Работа выполнена в ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика" Научный руководитель - кандидат технических наук Калмыков Г.А. Официальные оппоненты:

Доктор физико-математических наук, профессор Лухминский Б.Е Кандидат технических наук Миколаевский Э Ю.

Ведущая организация: ООО "Геоинформационные технологии и системы", г Москва.

Защита состоится «16» марта 2006г. в ? 5е® часов на заседании диссертационного совета Д.212.121.07 по адресу 117997, ГСП-7, ул. Миклухо-Маклая 23, РГГРУ, ауд. 638.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГГРУ Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим отправлять по адресу 117997, ГСП-7, ул. Миклухо-Маклая 23, РГГРУ. Ученому секретарю Диссертационного совета

Автореферат разослан « /5" » _2006г

Ученый секретарь диссертационного совета к.т.н., профессор

Общая характеристика работы Актуальность темы. Терригенные коллектора Западной Сибири являются основными природными резервуарами нефти и газа разрабатывающихся месторождений России

Важнейшей задачей геофизического обеспечения строительства скважин и разработки месторождений является определение емкостных характеристик коллекторов и определение количественных характеристик их насыщенности. Суть проблемы заключается в том, чтобы комплексом геофизических методов получить данные о физических свойствах пластового флюида (коэффициент нефте-газонасыщености Кнг), обьеме порового пространства (коэффициент пористости Кп) и эффективной пористости (Кпэф). При этом применяемый комплекс должен быть оптимизирован по стоимости и применимости в существующих геолого-технологических условиях бурения и разработки.

Задачу определения емкостных свойств осложняет то, что отложения месторождений Вартовского свода Западной Сибири отличаются сложным полиминеральным составом и повышенным содержанием глинистого материала, разрабатываются с применением различных технологий бурения Таким образом, определение емкостных свойств происходит в условиях, в которых применение стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) имеют ограничения, а породы коллектора не являются мономинеральными.

Цель работы. Разработка технологии определения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов сложного минерального состава по комплексу радиоактивных методов для сложных геолого-технологических условий бурения и разработки. Основные задачи исследования.

1. Провести анализ существующих методических решений, применяемых при определении фильтационно-емкостных свойств горных пород, для определения области применения стандартного комплекса ГИС.

2. Предложить методику определения минерально-компонентного состава и фильтрационно-емкостных свойств, с использованием моделей, полученных на основе специальных петрофизических исследований керна и результатов интерпретации расширенного комплекса ГИС.

3. На основании методики разработать технологию определения минерально-компонентного состава пород (МКСП) и фильтрационно-емкостных свойств.

4 Провести опробование разработанной методики определения МКСП по комплексу радиоактивных методов ГИС, включающий СГК на месторождениях нефти и газа.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

1. Впервые на керновом материале, включающем более 150 образцов, пластов ПК19, БВ-8, АЧ, ЮВ1-1 меловых и юрских отложений месторождения Вартовского свода проведен расширенный комплекс петрофизических исследований, включающий специальные методы, такие как нейтронно-активационный анализ, термический анализ (дериватография), рентгено-флюоресцентный анализ, рентгено-структурный анализ, общий эмиссионный спектральный анализ и др

2. Применительно к месторождению Вартовского свода Западной Сибири на основе расширенного комплекса ГИС, включая спектрометрический гамма-каротаж, и специальных исследований керна построены минерально-компонентные модели пластов ПК19, АВ1-1, БВ-8, БВ-10 АЧ, ЮВ1-1, обоснована необходимость получения индивидуальных петрофизических характеристик компонент по каждому литотипу

3 На основании результатов специальных петрофизических исследований керна впервые получены индивидуальные петрофизические характеристики и диапазон их изменения компонент модели меловых и юрских отложений одного из месторождений Вартовского свода.

4. Обоснован и оптимизирован комплекс ГИС для решения геолого-промысловых задач по определению минерального состава и емкостных свойств отложений месторождений Вартовского йвода, разрабатываемых в сложных геолого-технических условиях.

Защищаемые положения

1 На основании анализа результатов петрофизических измерений минерального, элементного состава пород и их фильтрационно-емкостных свойств, а также данных комплекса ГИС, выявлены факторы, такие как сложный минеральный состав, особенности состояния скважины и технологий вскрытия пластов, ограничивающие применение традиционных методов или их комплекса для определения емкостных свойств терригенных коллекторов Западной Сибири.

2 На основании специальных петрофизических исследований керна и анализа комплекса ГИС предложены минерально-компонентные модели отложений ПК19, АВ1-1, БВ-8, БВ-10 АЧ, ЮВ1-1 месторождения Вартовского свода для определения минерально-компонентного состава и фильтрационно-емкостных свойств по разрезу Анализ результатов исследований каменного материала показал, что состав моделей уникален для каждого пласта Результатами использования предложенных интерпретационных моделей являются петрофизические зависимости для определения под-счетных параметров.

3. Применение комплекса СГК-ГГКп-ННК с предварительной петрофизической настройкой позволяет определять емкостные свойства терригенных коллекторов в сложных геолого-технических условиях строительства и эксплуатации скважин. Практическая значимость и реализация работы

Получен обширный материал по исследованиям образцов керна пластов ПК19, БВ-8, АЧ, ЮВ1-1 месторождения Вартовского свода и построены минерально-компонентные модели пластов. На базе этих знаний разработана технология определения минерально-компонентного состава и фильтрационно-емкостных свойств пород отложений Вартовского свода.

Обоснован и предложен геологическим службам нефтегазодобывающих предприятий оптимизированный по составу и времени проведения комплекс геофизических исследований для применения в сложных геолого-технических условиях разработки.

Разработанная технология реализована в программно-алгоритмическом обеспечении интерпретации комплекса ГИС, включающем гамма-спетрометрический каротаж. Программное обеспечение используется в производственном режиме в геологической службе ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика", одного из крупнейших геофизических предприятий России. По результатам интерпретации расширенного комплекса ГИС формируется и передается в геологические службы нефтегазодобывающих предприятий заключение, содержащее данные о минерально-компонентном составе и фильтрационно-емкостных свойствах пород по разрезу скважин.

Полученная по результатам специальных исследований керна и выполненных комплексов ГИС, база знаний широко используется для обработки и интерпретации данных импульсных методов (С/О каротаж, импульсный нейтрон-нейтронный каротаж).

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на научно-практической конференции «Ядерная геофизика 2004», научно-практической конференции тюменского отделения ЕАГО «Определение емкостных свойств пластов коллекторов» 2-4 ноября 2004 г, научно-практической конференции «Ядерная геофизика 2005», а так же регулярно на научно-технических советах ОАО "Российская Геофизическая Компания" и ОАО "Газпромгеофизика* Публикации. По теме данной работы опубликовано б печатных работ. Фактический материал. В основу работы положены результаты петрофизических исследований, в то числе специальных, таких как' активационный анализ, термический анализ (дериватография), рентгено-флюоресцентный анализ, рентгено-структурный

анализ, общий эмиссионный спектральный анализ и др. на более чем 150 образцах кернового материала, а также результаты многочисленных геофизических исследований отложений ПК19, АВ1-1, БВ-8, БВ-10АЧ, ЮВ1-1 месторождения Вартовского свода включающих специальные методы, такие как спектрометрический гамма-каротаж и ядерно-магнитный томографический каротаж

Автор благодарит своего научного руководителя Г.А Калмыкова, а так же выражает признательность руководству ОАО "Российская Геофизическая Компания" и ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика и С П Антанайтису, В Г. Бутову, З.Ш. Зарипову, К В Короткову, В В Кожану, и сотрудникам В И. Саулею, 3 Ш. Ахметову, В А. Сорокину, С В Смирнову, А А Виннику за поддержку и содействие в выполнении этой работы За консультации и за помощь в сборе материала во время работы над диссертацией автор благодарит В М Теленкова, С И Кирилова, С В Афанасьева, В С Афанасьева, В.С Акбашева, В.В. Крупскую.

В решении методических вопросов большую помощь оказали сотрудники ЗАО "Тел-лус" В.А. Белохин, О.В. Хотылев, Е.В. Сорокина, автор благодарит Н.Л.Кашину, за поддержку в выполнении и оформлении данной работы.

За ценные рекомендации в процессе обсузедения результатов работы автор благодарит А А. Никитина.

Автор выражает глубокую благодарность товарищам, оказавшим научную и практическую помощь в период выполнения и написания работы.

Приношу глубокую благодарность всем, кто содействовал выполнению этой работы Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения Содержит 130 страниц машинописного текста, 51 рисунок, 38 таблиц Список литературы включает 98 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. Ограничения применения стандартного комплекса ГИС для определения емкостных свойств коллекторов в сложных условиях разработки месторождений. Анализ возможностей определения МКСП с применением современных радиоактивных методов и комплексного исследования каменного материала.

Задачу определения эффективной пористости и коэффициента нефте-газонасыщенности осложняет то, что породы-коллекторы не являются мономинеральными, а содержат компоненты, набор которых хотя и можно определить, например, исследованиями на керне, но необходимо установить их долевое соотношение в

разрезе конкретной скважины. Основным фактором, который следует учитывать при определении коэффициента пористости Кп, является глинистость, которая влияет на измерения сопротивления, нейтронных свойств и плотности коллектора.

Кроме того, при существующих технологиях разработки месторождений происходит изменение естественных физико-химических условий залежи за счет закачки вод переменной и неконтролируемой минерализации. Это также создает проблемы определения параметров коллектора, существенных с точки зрения разработки месторождений

Сложные условия разработки месторождений это, прежде всего.

I Сложные коллектора:

- коллектора, твердая фаза которых состоит более, чем из трех компонент;

- коллектора со сложной структурой порового пространства;

- пачки пород, в которых происходит тонкослоистое чередование проницаемых и непроницаемых пород (толщина слоя менее 10 см).

II Изменения коллекторов в результате разработки залежи вследствие.

- закачки пресных вод;

- закачки вод неизвестной и переменной минерализации;

- использования при закачке химических реагентов, вызывающих гелеобразование и вторичную кольматацию.

III Технические условия проведения исследований:

- горизонтальные скважины;

- наклонные скважины, техническое состояние которых не позволило в открытом стволе провести регламентированный комплекс геофизических исследований скважин;

- скважины, бурение которых проходит на полимерных растворах, растворах с повышенной соленостью и др,

В этих условиях определение подсчетных параметров по стандартному комплексу ГИС сталкивается с определенными трудностями.

Наиболее чувствительным к техническим условиям проведения исследований является метод собственных потенциалов (ПС) Для перехода от измеренных потенциалов к пористости необходимо определить истинную величину потенциалов ПС, которые получаются из измеренных путем введения различных поправок за мощность пласта, температуру, сопротивление, минерализацию бурового раствора. Информативность метода ПС, в основном, определяется контрастом минерализации бурового раствора и пластовой воды. При бурении на обычном глинистом растворе контраст

минерализации раствора и пластовой воды в условиях меловых отложений Западной Сибири достигает одного - двух порядков, что, в свою очередь, позволяет уверенно проводить литологическое расчленение исследуемых отложений и определять кол-лекторские свойства пластов. При переходе на низкоомные буровые растворы, минерализация которых близка к минерализации пластовых вод, либо на порядок выше, кривая ПС становится либо выположенной, либо инвертированной Методические руководства в подобных случаях рекомендуют вводить соответствующие поправки за минерализацию раствора с учетом составляющих раствор химических элементов На практике точных данных о химическом составе бурового раствора и его однородности по глубине ствола скважины в момент исследования получить не удается, поэтому технология определения истинных потенциалов ПС при подобных сквзжинных условиях весьма трудоемка и имеет большую погрешность.

Другие "традиционные" методики определения фильтрационно-емкостных свойств также имеют ряд ограничений по применению и полноте решения поставленной задачи.

Определение пористости по комплексу нейтрон-нейтронного и гамма-каротажа, которая определяется как функция от водородосодержания и глинистости, имеет свои слабые стороны водородосодержание - слабодифференцированный параметр в песчано-глинистом разрезе; недоучет минерального состава полимиктовых коллекторов, в частности, присутствия калиевых полевых шпатов, которые оказывают влияние на величину естественной радиоактивности пород, приводит к погрешностям определения глинистости, а, следовательно, и пористости.

Определение общей пористости по акустическим и плотностным методам, как функции от разницы интервальных времен и объемной плотности, соответственно, является неполным решением поставленной задачи, ориентированной на получение максимальной информации по емкостным характеристикам, таких как эффективная пористость и проницаемость. Кроме этого, плотностной каротаж, имея небольшой радиус исследования, подвержен искажениям в интервалах с кавернами и прочими нарушениями стенок скважины, препятствующими достаточному прижиму измерительных датчиков к породе, а наличие неизвестного количества остаточного газа в пластах-коллеторах завышает значения пористости, определяемой по данным плот-ностного и акустического каротажа.

Ядерно-магнитный каротаж, позволяющий определять все компоненты пористости эффективную, пористость капиллярно-связанной воды и пористость глин, для достоверной дифференциации пор по размерам требует предварительной петрофизиче-

ской настройки. Однако основными факторами, ограничивающими его широкое применение, являются дороговизна исследований и невозможность работать в обсаженной скважине

Таким образом, проанализировав существующие методики определения емкостных свойств, определив область их применения и факторы ее ограничивающие, автор делает вывод о целесообразности дополнения стандартного комплекса ГИС методом, который был бы тесно связан с минеральным составом пород и малочувствителен к скважинным условиям, имеет достаточную глубинность и позволяет проводить исследования в обсаженных скважинах Таким методом является спектрометрический гамма-каротаж.

Спектрометрический гамма-каротаж, помимо общей радиоактивности горных пород, измеряет распределения концентраций естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) калия, тория и урана, по стволу скважины В геохимических процессах образования осадков каждый из этих элементов ведет себя по-своему Геохимией ЕРЭ в нефтегазовых отложениях занималось большое число исследователей (Ф.А.Алексеев, РП.Готтих, А.А.Смыслов, В.Я.Воробьева, В.В.Ларионов, O.Serra и многие другие). Эти исследования позволили сформулировать наиболее общие закономерности геохимического поведения калия, тория и урана, и их распределения в различных литотипах и в различных фациальных условиях образования осадков, что дает возможность определить диапазон изменений ЕРЭ в конкретных литофациях.

Возможность применения данных о концентрации естественных радиоактивных элементов для решения геолого-промысловых задач рассматривалась в работах многих исследователей (Б К.Журавлев, И.Г Берзина, В В Хабаров, В.В Турышев, Э Г Урманов, J A.Quirein, J.S.Gardner, J.T Watson, J Suau, J.Spurlin и др). Первоначально на основании данных о концентрации ЕРЭ решались задачи определения глинистости отложений В дальнейшем спектрометрический гамма-каротаж применялся для определения содержания отдельных минералов путем решения системы летро-физических уравнений, для которой данные о концентрации ЕРЭ в отдельных компонентах, в большинстве работ, использовались из литературных источников При этом не учитывались условия образования пород - как известно при различных условиях формирования пород концентрации ЕРЭ для одних и тех же минералов будут различны.

В своих работах Д.А Кожевников и Н.Е.Лазуткина предложили решать эту проблему при помощи «адаптивной настройки». «При этом могут изменяться как компонентная модель в целом, так и петрофизические характеристики одного и того же

компонента. Для решения этой задами разработан специальный итерационный алгоритм» (Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС // НТВ «Каротажник» №34, Тверь, 1997г.). «Минералогическая идентификация компонент в процессе адаптивной настройки производится по их петрофизическим характеристикам, отчасти по элементному составу (К, ТИ, и), характеру выявляемых корреляционных связей между содержаниями отдельных компонент» (Кожевников Д.А., Лазуткина Н Е Оценка содержания пелитовой фракции по данным гамма-спектрометрии в комплексе ГИС Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений М , ВНИИО-ЭНГ, 1994, вып 1, с 12-15.) При адаптивной настройке в основном используются данные геофизических исследований скважин, однако в этом случае не учитывается вероятность получения одинаковых геофизических характеристик пласта при различном геологическом составе пород Отсутствие обучающей выборки, в данном случае не позволяет гарантировать достоверность концентраций ЕРЭ в отдельных компонентах

Информационный потенциал спектрометрического гамма-каротажа в возможности определения содержания отдельных минералов и неминеральных компонент раскрывался в работах Б.К.Журавлева, В.Х.Фертла, фирмы «вМитЬегдег», Э.Г Урманова, В.В. Миллера, Г.А. Калмыкова и др.

В работах Г.А. Калмыкова обосновано, что для решения минералогических задач по материалам каротажа необходимо основываться на расширенных исследования керна, по результатам которых, формировать минерально-компонентную модель, описывающую состав пород, и определять концентрации ЕРЭ в отдельных минералах и неминеральных компонентах. Методики Калмыкова Г.А. были успешно опробованы на ряде месторождений Татарстана и Западной Сибири (Сургутский свод).

Матрица основных коллекторов месторождений Западной Сибири состоит из кварца, плагиоклазов (Са-Ыа полевые шпаты), калиевых полевых шпатов Глинистые минералы представлены гидрослюдой, каолинитом, хлоритом и смешанно-слойными образованиями, в них встречается карбонатный цемент, а в отложениях ЮВ1 развита пиритизация. Так как вещественный (литологический) состав влияет на определяемые подсчетные параметры, то его определение необходимо проводить в первую очередь Для таких сложных отложений наиболее эффективно применять решение системы петрофизических уравнений, описывающих связь показаний геофизических методов с содержаниями минералов и неминеральных компонент.

Кроме того, требуется аппаратурно-методический комплекс, состоящий из спектрометрического гамма-каротажа, нейтрон-нейтронного каротажа и гамма-гамма

плотностного каротажа, дающий достоверную количественную информацию по содержанию калия, урана и тория, водородного индекса и плотности в исследуемых объектах с заданными погрешностями.

Глава 2. Методика изучения каменного материала с целью настройки комплекса радиоактивных методов ГИС и формирования минерально-компонентной модели пород.

Наиболее полная интерпретация комплекса радиоактивных методов ГИС, состоящего из спектрометрического гамма-каротажа, гамма-гамма плотностного и нейтронного каротажа (СГК-ГГКп-ННК,) позволяет определять содержание 4-5 компонентов твердой фазы и общую пористость Для этого требуется решить систему летро-физических уравнений, связывающих измеряемые в процессе каротажа физических величин (калий, торий, уран, плотность, водородный индекс) с минерально-компонентным составом изучаемых отложений Для решения такой системы нужно знание" петрофизических характеристик каждой составляющей горной породы. Так как непосредственно получить петрофизическую характеристику на каждой составляющей не представляется возможным, эти характеристики, как было показано в работах Калмыкова Г. А., необходимо получать при обработке расширенного комплекса исследований каменного материала на специально подобранной представительной коллекции.

С учетом используемых геофизических характеристик в результате изучения коллекции керна мы должны сформировать минерально-компонентную модель, состоящую из пяти-шести компонент, и в каждой компоненте определить содержание калия, тория, урана, водородный индекс и плотность.

Для решения данной задачи по комплексу петрофизических исследований необходимо определять вещественный состав (содержание минералов и неминеральных компонент), элементный состав (концентрации ЕРЭ), плотность, пористость, форму вхождения водорода и содержание различных видов водородных соединений. Общая схема изучения каменного материала, построения минерально-компонентной модели отложений и получения петрофизических характеристик каждой ее составляющей приведена на рисунке 1

Рвсгроевя элветроинвя МнфООСОПИЯ 1 Описание | шлифов Р»ИНВИО-струкгуркый

Концентрации

ВРЭ вобраще

Н*йтроимв- Р|

Р*нгг*ио-

фпюор*сцч1тный

Концентрации естественных радиоактивных элементов и водородный индекс в отдельных минералах и неминеральных компонентах

Рис 1 Блок схема построения минерально-компонентной модели отложений и определения петрофизических характеристик отдельных компонент.

Для оценки вещественного состава породы необходимо использовать методы, которые, презеде всего, дают количественное содержание минералов и органического вещества. Для количественного определения минерального состава лучше всего подходит рентгено-структурный анализ (РСА). Однако этот метод плохо разделяет отдельные виды полевых шпатов. Для корректной оценки содержания полевых шпатов нужно вводить в комплекс количественное описание шлифов. Содержание органического вещества СорГ, являющееся одной из компонент твердой фазы породы, определяется методом пиролиза. Т. к. расположение глинистых минералов в лоровом пространстве, замещение ими первичных зерен, составляющих матрицу, является важной характеристикой для дальнейшего построения минерально-компонентной модели породы, то в комплекс анализа вещественного состава пород необходимо вводить растровую электронную микроскопию (РЭМ)

Несмотря на обширность используемых методов исследования вещественного состава наиболее важное значение имеет количественный рентгено-структурный анализ. Следует отметить, что, т к. пористость при подсчете запасов определяется на цилиндре 30x30 мм, то образец для полного исследования по предлагаемой методике должен представлять из себя кусочек породы, из которой можно выпилить данный цилиндр Исследования ряда авторов (В Г Мамяшев и др.) по изменению породы в процессе бурения показали, что образец керна изменяется на глубину порядка 2 см от его края Эту часть нельзя использовать для определения фильтрационно-емкостных свойств, поэтому образец цилиндра необходимо высверливать из центральной части образца кери.з1 а остальной материал можно использовать для остальных типов ана-

лиза. Навеска для РСА составляет порядка 3 г породы, следовательно, и остальные типы исследований должны проводиться с этой же навеской. Это вводит ограничение на методы определения концентраций ЕРЭ. В работе Калмыкова Г. А. концентрация ЕРЭ определялась на навеске около 300 г методом гамма-спектрометрии. Исследования, проведенные в рамках этой работы, показали, что расхождение на 2 порядка навески для определения ЕРЭ и минералогии приводит к большой дисперсии определения концентраций ЕРЭ в отдельных составляющих горной породы. Это связано с тем, что при измельчении 300 г горной породы происходит усреднение при котором в общую пробу попадают неоднородности породы, а в случае слоистых пород - микрослойки, каждый из которых характеризуется своим содержанием ЕРЭ и минералов. Анализ существующих методик определения концентраций калия, урана и тория в горных породах при навеске, составляющей несколько грамм, показал, что их концентрации можно определять следующими ядерно-физическими методами:

- нейтронно-активационным анализом (НАА),

- рентгено-флюоресцентным анализом (РСФА),

Из вышеперечисленных методов для определения концентрации калия был выбран рентгено-флюоресцентный анализ, т. к. определение калия по активации производится на короткоживущих изотопах, а используемый источник излучения для активации (реактор) и мешающие элементы не позволяют определять содержание калия с требуемой точностью. Содержание урана и тория определяется по относительно долго живущим изотопам, что позволяет использовать НАА для определения их содержания в породах с порогом обнаружения равным 1*10^% (ррт). Для определения содержания водорода, содержащего в глинистых минералах или входящих в адсорбированную ими воду, используется метод дериватографии, который по потере веса образца при его прокаливании позволяет определять раздельно содержание Н20+ (химически связанной воды) и Н20" (физически связанной воды).

Таким образом, общая структура исследований каменного материала должна выглядеть так:

Подбирается коллекция керна, характеризующая данный пласт на конкретном месторождении. Количество образцов керна надо выбирать так, чтобы на каждую макрокомпоненту приходилось порядка 10 образцов, т.е. при ожидаемом числе макрокомпонент твердой фазы порядка четырех количество образцов керна должно быть не менее сорока. Необходимо учесть, что образцы нужно выбирать так, чтобы были охарактеризованы все основные литотипы изучаемых горных пород данного пласта.

Из общей колонки керна отбираются визуально однородные образцы мощностью порядка 40 мм, из каждого образца выпиливается цилиндр 30x30 мм, изготавливается шлиф и подбирается кусочек породы для РЭМ Остальная часть дробится, квартуется и изготавливаются пробы для определения концентраций ЕРЭ, вещественного состава и дериватографии.

По завершении исследований каменного материала можно переходить к следующему этапу - формированию минерально-компонентной модели.

Процесс формирования модели заключается в выявлении закономерностей соотношений минералов между собой и возможности их объединения в единую макрокомпоненту Общими принципами формирования такой модели является следующее-сродство минералов по элементному составу, расположение минералов в поровом пространстве или скелете породы, близкие физические свойства минералов, наличие формальных корреляционных связей между минералами

Осадочные породы Вартовского свода Западной Сибири состоят более, чем из 10 основных породообразующих минералов Однако проведенное автором исследование соотношения минералов, образующих изучаемую горную породу, показало, что часть из этих минералов можно объединить в единую макрокомпоненту. Часть этих минералов генетически связаны друг с другом Например, кислые полевые шпаты и плагиоклазы осаждаются в бассейне седиментации в результате разрушения материнских пород и их переноса до зоны аккумуляции Т. к полевые шпаты образуются при разрушении одной и той же материнской породы и имеют близкую дальность по переносу, но при этом разную сохранность в результате процессов выветривания, то на одинаковом расстоянии от зоны разрушения материнской породы можно ожидать одно и то же соотношение этих двух групп полевых шпатов В этом случае кислые полевые шпаты и плагиоклазы можно объединить в единую группу под названием «полевые шпаты».

Как известно (Н.В Логвиненко, О В. Япоскурт), глинистые минералы, расположенные в коллекторе, имеют различную природу образования. Так называемая кон-седиментационная глинистость, минералы которой образовались из минералов слюд в процессе диагенеза (к этим минералам относятся, прежде всего, гидрослюды), входит в структуру породы (эквивалент зерен кварца, полевых шпатов). Другой тип глинистости - это вторичные минералы Для Западной Сибири - хлорит и каолинит Они встречаются в поровом пространстве, где покрывают зерна кристаллов (хлорит) или образуют вермикулитоподобные сростки (каолинит) Естественно, оба этих типа глин пересекаются между собой. Т к хлорит и каолинит образуются из зерен полевого

шпата, то на последнем этапе метаморфизма зерно полевого шпата полностью переходит в ассоциацию глинистых минералов, которые замещают это зерно

Ряд глинистых минералов обладает сходными физико-химическими свойствами Например, содержание связанной воды в каолините и хлорите составляет ~ 36% объемного водородного индекса, а т.к эти два глинистых минерала образуются в результате преобразования полевого шпата, то и содержание калия и тория в них очень близко Таким образом, с учетом используемых физических величин, можно добиться, чтобы интерпретационная минералогическая модель породы состояла не более чем из шести составляющих Изучая специально подобранную коллекцию керна и обрабатывая полученные данные, приходится решать задачу - формирования минерально-компонентной модели отложений Следующим этапом является расчет по данным каменного материала наиболее вероятной величины петрофизического параметра, соответствующего каждой составляющей, а для оценки погрешностей определения содержания составляющих по "комплексу ГИС требуется знание дисперсии распределения каждого петрофизического параметра в каждой составляющей минерально-компонентной модели.

Для чего строится система петрофизических уравнений, где в качестве правой части будет выступать концентрация элемента в данном образце, в левой части известными величинами будут концентрации макрокомпонент, а неизвестными параметрами - содержания изучаемого элемента в каждой макрокомпоненте:

А = (МТРМ)'1(МТРС)

где С - матрица, образованная значениями измеренных во всех образцах керна концентраций естественных радиоактивных элементов По столбцам матрицы расположены элементы, соответствующие значениям концентраций К, ТИ, и в отдельном образце;

М - матрица, образованная значениями содержаний макрокомпонент, во всех образцах керна, где по столбцам расположены значения их содержаний в отдельном образце;

Р - матрица статистических весов, определяемая на основе погрешностей измерения концентраций ЕРЭ в образце и точности минералогического анализа,

Мт- транспонированная матрица М.

Для определения значений водородного индекса в каждой компоненте записывается аналогичная система уравнений, где вместо массовых используются объемные проценты

Так как таких уравнений будет столько же, сколько было образцов в коллекции, то система будет переопределенной.

Глава 3. Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для отложений Вартовского свода. Анализ и сравнение моделей

По результатам исследований петрофизических свойств изучаемых образцов отдельно по каждому из горизонтов были построены частотные распределения коэффициента пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности, содержаний калия, тория, урана и фафики зависимостей «коэффициент пористости - коэффициент остаточной водонасыщенности», «коэффициент пористости - коэффициент проницаемости», «коэффициент остаточной водонасыщенности - коэффициент проницаемости», «коэффициент пористости - параметр пористости», «коэффициент остаточной водонасыщенности - параметр нефтенасыщенности» и «коэффициент пористости - УЭС породы», а так же статистический анализ результатов исследования керна.

Гаризонт ПК19

В пределах горизонта ПК19 имеются карбонатные отложения с коэффициентом пористости 0-2% и проницаемостью <1 мД, глинистые отложения с коэффициентом пористости 13-21% и проницаемостью 3-160 мД и песчаный коллектор с пористостью 2730% и проницаемостью 600-10000 мД. При этом наиболее часто встречаются образцы песчаника с Кп=27-28%, затем - образцы песчаника с Кп=29% и глин с Кп=19-21% Коэффициент остаточной водонасыщенности Кво в 11 образцах составляет 20-30%, з 13 образцах 60-80%, в шести -100%. Калий содержится преимущественно в количестве 1,9-2,1% (19 образцов), в общем случае - от 1 до 2,3%. Содержание тория составляет 3-5 ррт в 15-ти образцах и 13-14 ррт - в 8-ми образцах На графиках зависимостей петрофизических параметров прослеживается наличие тесных корреляционных связей: величина достоверности аппроксимации для соотношений пористость - проницаемость - коэффициент остаточной водонасыщенности составляет не менее 0,86.

Горизонт АВ/

Горизонт АВ,1 представлен образцами с коэффициентом пористости 22-33% и только один образец имеет коэффициент пористости 11% При этом проницаемость изменяется в пределах 3-160 мД, 1580-2520 мД, и <1 мД (в двух образцах) Коэффициент остаточной водонасыщенности изменяется от 30 до 90%, для большинства образцов составляет 60% (8 образцов), 80% (5 образцов) и 40-50% (8 образцов) Калий присутствует в количестве 1,8-2% (22 образца) и 1,7% (4 образца). Содержание тория изме-

няется от 6 до 11 ррт, составляя 9-10 ррт в 14-ти образцах. Графики зависимостей петрофизических параметров иллюстрируют довольно хорошие корреляционные связи.

Горизонт БВа1

В пределах горизонта БВ81 имеется два интервала распределения коэффициента пористости- в пределах 11-19% и 21-27%. Четкой закономерности распределения проницаемости для данного горизонта проследить не удается, диапазон изменения проницаемости составляет от < 1 до 1000 мД, 19 образцов имеют проницаемость менее 2,5 мД Величина коэффициента остаточной водонасыщенности для 20 образцов составляет 90-100%, в остальных случаях колеблется в пределах 30-90% Содержание калия имеет четко выраженный характер- при обицем диапазоне от 1 до 2,6% чаще всего встречаются образцы с 1,1-1,4% и с 2,2-2,5% содержания калия. Торий присутствует в количестве 5-15 ррт, составляя 7 ррт в 11-ти образцах и 12-14 ррт в 28-ми образцах. На графиках зависимостей петрофизических параметров прослеживается довольно хорошие связи «пористость - остаточная водонасыщенность», «остаточная водонасыщенность - проницаемость», величина достоверности аппроксимации составляет не менее 0,79, связь «пористость - проницаемость» имеет менее тесную, хотя и четко выраженную зависимость с величиной достоверности 0,63. Параметры пористости и нефтенасыщенности также довольно четко коррелируются с пористостью и остаточной водонасыщенностью соответственно.

Горизонт БВю

Образцы, представляющие горизонт БВю, по петрофизическим свойствам четко разделяются на три типа отложений: с коэффициентом пористости 2-5%, которые были отнесены к карбонатным отложениям, с Кп=11-15% - к глинам и с Кп=19-24% - к песчаникам. По проницаемости такого четкого разделения не наблюдается, выделяется группа карбонатных образцов с проницаемостью менее 2 мД, проницаемость остальных изменяется в интервале 3-200 мД. Остаточная водонасыщенность достигает 100% в 8-ми образцах, для остальных образцов составляет 50-80%. Содержание калия составляет 1,6-2,5%, в среднем 2,1 (8 образцов). Торий присутствует в копичестве 7-14 ррт, составляя 9-10 ррт в 11-ти образцах и 13-14 ррт - в 8-ми. Графики, иллюстрирующие петрофизические зависимости, отражают тесные связи между рассматриваемыми параметрами. Величины достоверности аппроксимации достигают 0,870,92 для зависимостей "пористость - проницаемость - остаточная водонасыщенность - параметр нефтенасыщения".

Горизонт БВ1е(АЧ),

В пределах горизонта БВ16 отдельно выделяются 3 образца с коэффициентом пористости менее 5% (в литологимеском отношении они относятся к карбонатным), остальные образцы имеют коэффициент пористости 8-13% (глинистые отложения) и 21-23% (песчаный коллектор). При этом 13 образцов имеют величину проницаемости менее 1 мД, проницаемость остальных образцов меняется от 5 до 65 мД. Остаточная водона-сыщенность достигает 90-100% в 14-ти образцах и 50-60% - в 8-ми. Калий содержится в количестве 1,6-2,9%, наиболее часто встречаются значения 1,8-2,3% (13 образцов) и 2,6-2,7% (10 образцов) Преобладающее содержание кремния (12 образцов) составляет 27%, в остальных образцах величина содержания кремния находится в интервалах 19-28, 31-32% Торий содержится в количестве от 5 до 15 ррт. При анализе зависимостей между петрофизическими параметрами какой-либо связи между остаточной водонасыщенностъю и проницаемостью, а также между пористостью и проницаемостью выявить не удалось Тем не менее, четко коррелируются пористость и остаточная водонасыщенностъ (величина достоверности аппроксимации составляет 0,96), а также 'пористость - параметр пористости" и "остаточная водона-сыщенность - параметр нефтенасыщенности" (величины достоверности аппроксимации составляют соответственно 0,79 и 0,96).

Горизонт ЮВ11.

В пределах горизонта ЮВ11 коэффициент пористости изучаемых образцов изменяется от 0 до 22% Выделяется группа образцов с коэффициентом пористости менее Кп 5-6% (карбонатные отложения), группа с Кп от 6 до 12-14% (глины) и группа с Кп до 22% (песчаники) Более 40 образцов имеют проницаемость менее 2 мД, проницаемость остальных находится в интервалах 3-80 мД и 500-800 мД 47 образцов имеют коэффициент остаточной водонасыщенности до 90-100%, коэффициент остаточной водонасыщенности остальных составляет 10-80%. Содержание калия находится в пределах 0,9-1,3% (в незначительном количестве образцов) и 1,6-3% (в преобладающем большинстве образцов) Торий присутствует в количестве 3-15 ррт, значительное количество образцов содержит 5-7 ррт тория. По петрофизическим свойствам наблюдается наличие корреляционных связей между рассматриваемыми параметрами.

Статистические данные по минеральному составу пород пласта ПК-19 представлены в таблице 1.

Таблица 1. Статистические параметры распределений содержаний основных породообразующих минералов пород группы ПК19.

V Мине \ Рал Стат\ хар-ки\ Полевые 1, _ Глинистые минералы [ Карбонаты шпаты Г

Гидрослюда/ смектот Гидро-|као- слюда!лини! 1 Хло-|Микро4Аль- Каль-рит клин рит шт Цоло- Ьиде-мит рит Кварц Пирит Глинистость Карбонат-ность |

% % ,% % % % Р/о % !% % % % %

Мах 8 78 18.26 56 14 6 65 ¡23 68 ¡24.33 ¡49.41 0.56 Ь.02 71.53 0.98 74.64 53.96

Мт 0 00 0 59 4 45 0 0010 00 |0 00 ¡0 00 0.00 Ь.ОО 17 93 0 00 5 36 0 00

Сред 2.16 8 05 27.782 0213.85 (10 42 ¡2.95 0.02 Ь. 54 42.12 0.09 40.01 3 51

Ст откл.2 96 5 95 14 79.1 81 ¡4.60 |б.23 ¡1162 0.10 ¡1.68 17.52 0.24 22.62 | 13 09

На рис. 2 (а,б) представлено распределение доли основных глинистых минералов в суммарной глинистости пород по разрезу для пластов ПК-19 и БВ 16. Для пласта ПК-19 характерно относительно равномерное по разрезу долевое распределение глинистых минералов в общей глинистости. Так, для глинистых и песчаных пород доля каолинита в общей глинистости составляет 80 % , хлорита и смешанно-слойных 5%, доля гидрослюды в глинистости песчаников в среднем на 5 % меньше, чем в глинистых пластах и составляет 10 %. Пласт БВ 16 напротив, отличается существенным различием вкладов глинистых минералов в глинистость для разных литотипов. В глинистых пластах доминирует гидрослюда, составляя в среднем 50 % от общей глинистости, содержание каолинита и смешанно-слойных составляют в среднем по 20 %, остальное хлорит - 10%. В песчаниках наблюдается резкое изменение соотношения глинистых минералов большую часть глинистости составляет хлорит (50 %), доля смешанно-слойных и гидрослюды в среднем 15 %, доля каолинита - 35%. Таким образом, анализ результатов исследований каменного материала показал, что состав отложений уникален для каждого пласта и для каждого литотипа (песчаник, глина), соответственно для каждого типа отложений необходимо строить свою минерально-компонентные модели.

На рисунке 3 в виде диаграмм вкладов представлены средние значения концентраций минералов в твердой фазе песчаников (коллектора) и глинистых пород пласта ПК-19 Анализ показал, что, имея сходный минеральный состав, каждый из литотипов различается по количественному содержанию основных породообразующих минералов. Так, песчаники отличаются большим содержанием кварца (на 25%) чем глинистые пласты, а в глинистых пластах существенно (на 30%) увеличилась доля глинистых минералов - каолинита и хлорита.

В принципе, закономерно то, что суммарное содержание глинистых минералов в коллекторах в среднем на 30-35% меньше, чем в глинистых пластах, однако помимо этого в них существенно различается вклад отдельных глинистых минералов (гидрослюда, каолинит, хлорит, смешанно-слойные) в суммарном содержании глинистых материалов.

Минеральный состав коллекторов

ПЛАСТ ПК-19

агндроелода/еметгг

■ гидрослюд«

□ каолинит □хлорит

■ микроклж аяльбиг ■Г&ЛЬЦНТ

□ Доломит ■сидерит

■ <шрц

□ ПИРИТ

Мимерапьмый состав тинистых плвстов

036,011

■60.015

Рис. 3 Вклады минералов в твердую фазу пород пласта ПК-19 (среднее значение по 32 образцам.

Ниже приведена технология построения минерально-компонентной модели на примере пласта ПК -19. Данные о статистических параметрах петрофизических величин и концентраций калия, тория, урана приведены в таблице 2

Таблица 2. Статистические параметры распределений петрофизических характеристик пород группы ПК«)

Кп % Кпр(мд) Ков(%) Кп зф.% Плотн. г/см3 К,% ТЬ.Ю^/о

Мах 30.00 8000.00 93.20 26.04 2.65 2.27 14.36 5.21

М|п 1.60 0.60 13.20 1.04 2.10 0.90 2.56 0.82

Сред 21.29 996 79 49.21 12.72 2.25 1.80 7.47 2.86

Ст откп. 7.09 1963 29 26.39 8.42 0 13 0.311 4 26 1.64

Анализ ассоциаций минералов показывает, что часть минералов по их положению в лоровых каналах, физическим свойствам и соотношениям концентраций можно объединить в макрокомпоненты Так, можно объединить между собой каолинит и хлорит (Рис 4), гидрослюду и смешанно-слойные образования, альбит и микроклин

В результате была создана минерально-компонентная модель пород, в рамках которой интерпретировался комппекс радиоактивных методов каротажа Модель включает кварц, полевой шпат, глинистые минералы "каолинит" (сумма каолинита и хлорита) и "смешаннослойные образования" (сумма гидрослюды и смешаннослойных образований) и поровое пространство (Рис.5 )

. i i

► i

►каолинит ■хлорит

I 1 i

♦ . ¿¿г 1 i 1

¡/•0077Ъ i l 1 i 1

-1 ■ ■______ в , 1

0«>2СХ«)»ЮГО «мла««™ ш им рал* Ч

Рис 4. Соотношение концентрации каолинита и хлорита в породах пласта ПК-19 В соответствии с вышеописанной технологией были определены индивидуальные характеристики каждого компонента, которые приведены в таблице 3 Таблица 3 Петрофизические характеристики компонент, полученные в результате лито-лого-петрофизической настройки.

^~-^Параметры Компонент ск Си, Плотность Водородный индекс

% 10"*% г/см3 у.е.

Каолинит 0.6 15 2.65 57

Смешанно-слойные 1.5 35 2.5 38

Полевые шпаты 7 10 2.6 0

Кварц 0 0 2.65 0

Кп 0 0 1.0 100

В результате решения системы петрофизических уравнений для глинистых пластов и коллекторов ,были получены петрофизические характеристики каждой составляющей минерально-компонентной модели. Как видно из таблицы 4, значения петрофизических параметров для одинаковых компонент на величины, превышающие статистические ошибки их расчета. Например содержания тория в смешанослойных образованиях для глинистых пластов и коллекторов составляют соответственно 15 и 30 ррт. Важной особенностью является факт значительного превышения водородного индекса (W) компонента "каолинит" в коллекторе над \Л/химическом этих минералов (W=90%, \Л/химическое -36%[Б.Ю Вендельштейн, P.A. Резванов]). Это хорошо согласуется с результатами полученными Б.Ю Вендельштейном для водородного индекса глин в коллекторах.

ПЛАСТ ПК-1»

Сиешанослоймые {глинистые пласты! (2-21)%

Полевые шпаты (3-20)%

Кварц (14-47)%

Каолинит+Хлорит (23-48)%

КОЛЛЕКТОР

Кп (16-21)% Кварц (34-50)*

Полевые шпаты (9-20)%

Смешанослойные (1-4)%

Кп (26-30)*

Каолинит+Хлорит (3-20)*

Рис. 5. Минерально-компонентный состав пород пласта ПК-19 и диапазон ожидаемых

значений компонент модели. Таблица 4.Математическое ожидание и диапазон изменений петрофизических характеристик макрокомпонент модели пласта БВю(для глинистых пластов(а) и для коллекторов (б) а)

Каолинит

Смешанослойные

Полевые шпаты

! Кварц

Кп

К, %

0.3 0+1,3

_4_ 3+5

1-3

ТИ, ррт

20 15-25

15 10+20

17 12-22

Плотность, г/смЗ

2.65 2,62+2,68

2.5 2,4-2,6

2,6 2,55-2,65

2.67 2,65+2,68

\Л/,%

27-57

28 18+38

100

б):

! Каолинит

К, %

0,5+2,5

Смешанослойные

Полевые шпаты

Кварц

3+5

5 4-6

Кп

ТЬ, ррт Плотность, г/смЗ

0-14

30 20+40

2,65 2,62+2,68

_2»5_ 2,4+2,6

0-14

2,6 2,55+2,65

2,67 2,65+2,68 1

\N.Vo

90 80+100

28 18-38

100

Глава 4. Опробование предложенной технологии и ее применение для решения геолого-промысловых задач

Полученные индивидуальные петрофизические характеристики макрокомпонент были использованы для интерпретации комплекса СГК, ННК, ГГК-п при исследовании пласта ПК-19 в скважине. Для оценки предложенной технологии приведем сравнительный анализ расчетов емкостных свойств по ряду известных методик, для скважины, пересекающий пласт ПК-19 (рис.6).

8 настоящее время для определения пористости терригенных пород Западной Сибири по стандартному комплексу ГИС используются собственный потенциал (ПС) (по зависимостям коэффициента пористости от аПС и компенсационный нейтронный каротаж (КНК) (по зодородосодержанию (\Л/нк) с поправкой на коэффициент глинистости Кгл, определяемому по ГК).

В этой же скважине кроме стандартных исследований был проведен ядерно-магнитый томографический каротаж (ЯМТК), который на сегодняшний день позиционируется как прямой метод определения объема порового пространства.

На рисунке 6 представлено сопоставление Кп, Кп.эфф., которое определялось исходя из разных методов в интервале исследований 1578- 1628 м. На диаграммах отображены сравнения методик соответственно по полям с слева направо'

- Кп по ЯМТК и Кп по СГК(+ННК+ГГК-п);

- Кп по ЯМТК и Кп по ПС;

- Кп по ЯМТК и Кп(\Мнк),

- Кп по СГК и Кп по ПС;

- Кп по СГК и Кп по (У\/нк);

- Кп эфф. по ЯМТК и Кп.эфф. по СГК;

- объемная модель, построенная по результатам комплекса СГК-ГГКп-ННК

- дополнительно представлены кривые аПС, Кгл, ГК

Верхний интервал по данным ЯМТК формировался при высокой гидродинамической активности среды, поэтому в основной своей части представлен коллекторами. Особенностью интервала является неустойчивость режима осадконакопления, проявляющаяся в макрослоистости Данная макрослоистость более представлена по данным СГК, который более чувствителен к глинистым включениям Наряду с коллекторами и алеврита - глинистыми прослоями на глубине 1593 м фиксируется уплотненный прослой. Коллекторы верхнего интервала существенно песчаные и отсортированные Кп составляет 27.5%, Кп эфф. = 23%.

Характерна закономерность - кривая Кп (ЯМТК) как бы огибает более чувствительную к глинистым прослоям кривую Кп (СГК). Сопоставления с методами определения пористости по стандартному комплексу ГИС показывают удовлетворительную сходимость результатов (1598м-1607м) в достаточно чистых коллекторах. Так на глубине 1583м (рис 10) Кп, рассчитанный по аПС на 5% абсолютных превышает Кп по ЯМТК В этом пласте Кп по аПС доходит до 24%, т.е его можно отнести к коллекторам, тогда как по эффективной пористости он если и является коллектором, то очень плохим

Таким образом, совершенно очевидно, что при работе со сложными геологическими объектами, а такими являются подавляющее большинство вновь разведываемых коллекторов, применение стандартного комплекса ГИС совершенно недостаточно. Достаточно вспомнить, что сегодня во всей Западной Сибири для определения пористости используется кривая ПС. Проведенные нами анализ такой пористости показывает, что данная методика работает, только если есть большой объем керновых данных, сопоставленных с параметром альфаПС для данного пласта данного месторождения, и кривая ПС не изменена в следствии закачек пресных вод Так как эти условия практически нигде не выполняются, то и пористость, полученная по такой методике, будет либо завышена, либо занижена.

Заключение

В результате работ по теме диссертации разработана и внедрена технология определения фильтрационно-емкостных свойств терригенных отложений нефтегазовых скважин на основе комплекса СГК-ГГКп-ННК, основанная на объектно-ориентированных петрофизических моделях, полученных в результате специальных исследований керна При этом решены следующие основные задачи:

1 На основании специальных петрофизических исследований керна и анализа комплекса ГИС предложены минерально-компонентная модель отложений для определения минерально-компонентного состава и фильтрационно-емкостных свойств. 2. Проведено опробование разработанной методики определения МКСП по комплексу радиоактивных методов ГИС с включением СГК на месторождениях нефти и газа в сопоставлении с результатами исследований другими геофизическими методами 3 Разработана методика и ее программно-алгоритмическая реализация для определения минерально-компонентного состава пород по данным СГК, ГГКп, ННК(НГК) с предварительной настройкой по результатам специальных исследований керна Методика опробована на месторождениях Вартовского свода. Ван-Еганского и Самотлорского.

Разработанная технология построение минерально-компонентной модели и определения емкостных характеристик пласта широко используется при интерпретации данных С/О каротажа и ИННК в геологической службе ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика"

Публикации по теме диссертации:

1. Методика обработки многоканального спектрометрического гамма-каротажа с использованием элементарных спектров (соавторы Калмыков ГА, Белохин B.C.) // "Каротаж-ник" №10-11, 2004г, стр. 205-210.

2 Применение комплекса радиоактивных методов исследований скважин для оценки емкостных свойств терригенных коллекторов Западной Сибири (на примере пласта ПК19) (соавторы ГА, Калмыков, К.В. Короткое, ВМ. Теленков). // Геология нефти и газа №1, 2005г. стр 36-44.

3. Технология исследований горизонтальных скважин, применяемая в ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика" (соавторы Короткое К.В., Теленков В М.) // НТВ "Каротажник", вып. 10-11,2004г., изд. АИС, Тверь, с.161-174.

4. Применение комплекса ГИС с включением спектрометрического гамма-каротажа (СГК) для оценки емкостных свойств коллекторов Ван-Еганского месторождения (соавторы Калмыков Г.А., Короткое К.В., Теленков В.М.) // Сборник тезисов конференции "Ядерная геофизика 2004", изд. ЯГО, с 101-103.

5 Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство // Ред Эпов М И , Антонов Ю Н. Новосибирск. НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000г, 122 с.

6 Влияние процессов образования аутигенных глинистых минералов терригенных пород на их коллекторские свойства (на примере пород Вартовского свода) (соавторы Крупская В.В, Калмыков ГА , Хотылев О В) // Литология и полезные ископаемые №3, 2006 г, изд. МГУ, Москва, с. 1-8.

х- > /

Соискатель -Л Ревва М.Ю.

Р - 35 3 5

Подписано в печать 44. 2006 г Обьем -10 т Тираж А00 лез т.'ка)№

Редакционио-н злате пьский огдел РГ1 !'У Москва, ул 2"!

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ревва, Михаил Юрьевич

Список рисунков.

Список таблиц.

Понятийный аппарат, (используемый в рамках данной работы).

Введение.

1 Ограничения применения стандартного комплекса ГИС для определения емкостных свойств коллекторов в сложных условиях разработки месторождений. Анализ возможностей определения МКСП с применением современных радиоактивных методов и комплексного исследования каменного материала.

1.1 Условия разработки месторождений в Западной Сибири и ограничения стандартного комплекса ГИС.

1.2 Определение минерально-компонентного состава пород на основе интерпретации комплекса радиоактивных методов ГИС, расширенным СГК.

1.2.1 Геохимия тория, калия и урана.

1.2.2 Распределение ЕРЭ в палеобассейнах осадконакопления.

1.2.3 Возможности использование метода СГК в комплексе ГИС для решения геолого-геофизических задач.

1.2.4 Применение спектрометрии естественного гамма-излучения в комплексе ГИС как возможность решения минералогических задач.

1.2.5 Система петрофизических уравнений для определения минерально-компонентного состава горных пород.

1.3. Геология района работ.

2 Методика изучения каменного материала с целью настройки комплекса радиоактивных методов ГИС и формирования минерально-компонентной модели пород

2.1 Предпосылки формирования макрокомпонент минерально-компонентной модели для осадочных пород Вартовского свода.

2.2 Подбор коллекции и принципы проведения измерений на керне.

2.3 Выбор методов исследования кернового материала.

2.4 Получение петрофизических параметров макрокомпонент. Получение концентраций ЕРЭ в отдельных составляющих горных пород по литолого-петрофизическим измерениям.

3 Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для отложений Вартовского свода. Анализ и сравнение моделей

3.1 Использованные методики.

3.2 Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для горизонта ПК-19.

3.2.1 Результаты исследования керна и распределение содержания основных породообразующих минералов.

3.2.2 Обоснование объединения минералов в макрокомпоненты.

3.2.3 Создание минерально-компонентной модели пород горизонта ПК

3.3 Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для горизонта АВ1-1.

3.3.1 Результаты исследования керна и распределение содержания основных породообразующих минералов.

3.3.2 Обоснование объединения минералов в макрокомпоненты.

3.3.3 Создание минерально-компонентной модели пород горизонта АВ1

3.4 Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для горизонта БВ8-1.

3.4.1 Результаты исследования керна и распределение содержания основных породообразующих минералов.

3.4.2 Обоснование объединения минералов в макрокомпоненты.

3.5 Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для горизонта БВ10.

3.5.1 Результаты исследования керна и распределение содержания основных породообразующих минералов.

3.5.2 Обоснование объединения минералов в макрокомпоненты.

3.5.3 Создание минерально-компонентной модели пород горизонта БВ

3.6 Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для горизонта БВ16.

3.6.1 Результаты исследования керна и распределение содержания основных породообразующих минералов.

3.6.2 Обоснование объединения минералов в макрокомпоненты.

3.6.3 Создание минерально-компонентной модели пород горизонта БВ

3.7 Построение петрофизических моделей по результатам исследования кернового материала для горизонта ЮВ1.

3.7.1 Результаты исследования керна и распределение содержания основных породообразующих минералов.

3.7.2 Обоснование объединения минералов в макрокомпоненты.

3.7.3 Создание минерально-компонентной модели пород горизонта ЮВ1

3.8 . Анализ и сравнение минерально-компонентных моделей пластов в целях использования их при интерпретации комплекса радиоактивных методов с включением СГК.

3.9 Определение коэффициента проницаемости по данным минерально-компонентного анализа.

3.9.1 Обработка материалов петрофизических исследований.

3.9.2 Нахождение параметров уравнения расчета коэффициента проницаемости через минеральный состав.

4. Опробование предложенной технологии и ее применение для решения геолого-промысловых задач.

4.1 Практическая схема интерпретации спектрометрического гамма-каротажа в комплексе РК для оценки вещественного состава горных пород.

4.2 Сравнительный анализ предложенной технологии расчетов емкостных свойств с существующими методиками.

4.3. Применение расширенного СГК комплекса ГИС на месторождения Вартовского свода.

4.4. Опробование расчета Кпр по данным МКС.

4.5. Опробование предложенной технологии для комплексной интерпретации С/О каротажа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов по комплексу радиоактивных методов с включением спектрометрического гамма каротажа"

Терригенные коллектора Западной Сибири являются основными природными резервуарами нефти и газа разрабатывающихся месторождений России.

Важнейшей задачей геофизического обеспечения строительства скважин и разработки месторождений является определение емкостных характеристик коллекторов и определение количественных характеристик их насыщенности. Суть проблемы заключается в том, чтобы комплексом геофизических методов получить данные о физических свойствах пластового флюида (коэффициент нефте-газонасыщености Кнг), объеме порового пространства (коэффициент пористости Кп) и эффективной пористости (Кпэф). При этом применяемый комплекс должен быть оптимизирован по стоимости и применимости в существующих геолого-технологических условиях бурения и разработки.

Задачу определения емкостных свойств осложняет то, что отложения месторождений Вартовского свода Западной Сибири отличаются сложным полиминеральным составом и повышенным содержанием глинистого материала, разрабатываются с применением различных технологий бурения. Таким образом, определение емкостных свойств происходит в условиях, в которых применение стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) имеют ограничения, а породы коллектора не являются мономинеральными.

Основные задачи исследования

4. Провести опробование разработанной методики определения МКСП по комплексу радиоактивных методов ГИС, включающий СГК на месторождениях нефти и газа.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

1. Впервые на керновом материале, включающем более 150 образцов, пластов ПК19, БВ-8, АЧ, ЮВ1-1 меловых и юрских отложений месторождения Вартовского свода проведен расширенный комплекс петрофизических исследований, включающий специальные методы, такие как: нейтронно-активационный анализ, термический анализ (дериватография), рентгено-флюоресцентный анализ, рентгено-структурный анализ, общий эмиссионный спектральный анализ и ДР.

3. На основании результатов специальных петрофизических исследований керна впервые получены индивидуальные петрофизические характеристики и диапазон их изменения компонент модели меловых и юрских отложений одного из месторождений Вартовского свода.

4. Обоснован и оптимизирован комплекс ГИС для решения геолого-промысловых задач по определению минерального состава и емкостных свойств отложений месторождений Вартовского свода, разрабатываемых в сложных геолого-технических условиях.

Защищаемые положения

На основании анализа результатов петрофизических измерений минерального, элементного состава пород и их фильтрационно-емкостных свойств, а также данных комплекса ГИС, выявлены факторы, такие как сложный минеральный состав, особенности состояния скважины и технологий вскрытия пластов, ограничивающие применение традиционных методов или их комплекса для определения емкостных свойств терригенных коллекторов Западной Сибири.

На основании специальных петрофизических исследований керна и анализа комплекса ГИС предложены минерально-компонентные модели отложений ПК19, АВ1-1, БВ-8, БВ-10 АЧ, ЮВ1-1 месторождения Вартовского свода для определения минерально-компонентного состава и фильтрационно-емкостных свойств по разрезу. Анализ результатов исследований каменного материала показал, что состав моделей уникален для каждого пласта. Результатами использования предложенных интерпретационных моделей являются петрофизические зависимости для определения подсчетных параметров.

Применение комплекса СГК-ГГКп-ННК с предварительной петрофизической настройкой позволяет определять емкостные свойства терригенных коллекторов в сложных геолого-технических условиях строительства и эксплуатации скважин.

Практическая значимость и реализация работы

Разработанная технология реализована в программно-алгоритмическом обеспечении интерпретации комплекса ГИС, включающем гамма-спектрометрический каротаж. Программное обеспечение используется в производственном режиме в геологической службе ОАО "Нижневартовскнефтегеофизи-ка", одного из крупнейших геофизических предприятий России. По результатам интерпретации расширенного комплекса ГИС формируется и передается в геологические службы нефтегазодобывающих предприятий заключение, содержащее данные о минерально-компонентном составе и фильтрационно-емкостных свойствах пород по разрезу скважин.

Публикации. По теме данной работы опубликовано 6 печатных работ.

Фактический материал. В основу работы положены результаты петрофи-зических исследований керна, в том числе специальных, таких как: активационный анализ, термический анализ (дериватография), рентгено-флюоресцентный анализ, рентгено-структурный анализ, общий эмиссионный спектральный анализ и др., на более, чем 150 образцах кернового материала, а также результаты многочисленных геофизических исследований отложений ПК19, АВ1-1, БВ-8, БВ-10, БВ-10 (A4), ЮВ1-1 месторождения Вартовского свода, включающих специальные методы, такие как спектрометрический гамма-каротаж и ядерно-магнитный томографический каротаж.

Автор благодарит своего научного руководителя Г.А. Калмыкова, а также выражает признательность руководству ОАО «Российская Геофизическая Компания» и ОАО «Нижневартовскнефтегеофизика» С.П. Антанайтису, В.Г. Бутову, З.Ш. Зарипову, К.В. Короткову, В.В. Кожану, и сотрудникам В.И. Саулею, З.Ш. Ахмето-ву, В.А. Сорокину, C.B. Смирнову, A.A. Виннику за поддержку и содействие в выполнении этой работы. За консультации и за помощь в сборе материала во время работы над диссертацией автор благодарит В.М. Теленкова, С.И. Кирилова, B.C. Акбашева, C.B. Афанасьева, В.В. Крупскую, B.C. Афанасьева.

В решении методических вопросов большую помощь оказали сотрудники ЗАО "Теллус" В.А. Белохин, О.В. Хотылев, Е.В. Сорокина, автор благодарит Н.Л. Кашину, за поддержку в выполнении и оформлении данной работы.

За ценные рекомендации в процессе обсуждения результатов работы автор благодарит A.A. Никитина.

Приношу глубокую благодарность всем, кто содействовал выполнению этой работы.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Ревва, Михаил Юрьевич

Заключение

При этом решены следующие основные задачи:

1. На основании специальных петрофизических исследований керна и анализа комплекса ГИС предложены минерально-компонентная модель отложений для определения минерально-компонентного состава и фильтрационно-емкостных свойств.

2. Проведено опробование разработанной методики определения МКСП по комплексу радиоактивных методов ГИС с включением СГК на месторождениях нефти и газа в сопоставлении с результатами исследований другими геофизическими методами.

3. Разработана методика и ее программно-алгоритмическая реализация для определения минерально-компонентного состава пород по данным СГК, ГГКп, ННК(НГК) с предварительной настройкой по результатам специальных исследований керна. Методика опробована на месторождениях Вартовского свода: Ван-Еганского и Самотлорского.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ревва, Михаил Юрьевич, Москва

1. Ахияров A.B. Методика обоснования потенциальной нефтепродуктивности отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса через комплексную оценку литофациальной неоднородности по данным ГИС Автореферат диссертации, ВНИИгеосистем, М., 2004

2. Белохин B.C., Калмыков Г.А., Теленков В.М. Выявление нефтегазонасы-щенных интервалов по данным ИННК» Сборник материалов международной научно-технической конференции «Портативные генераторы нейтронов и технологии на их основе» 18-22 октября 2004г. ВНИИА

3. Беляков М.А., Вендельштейн Б.Ю. Учет физически и химически связанной воды в осадочных породах при интерпретации материалов ГИС// ЭИ. ВИЭМС. Разведочная геофизика. Отечественный производственный опыт, 1985, вып. 8

4. Боганик В.Н. Выделение покрышек, перемычек и зон флюида для коллекторов по данным ГИС. Каротажник №36 Тверь 1997 с 43-54

5. Варварин Г.Б., Урманов Э.Г. Состояние и перспективы применеия спектрометрического гамма-каротажа глубоких скважин.- М., 1991. Развед. геофизика: Обзор /ВИЗМС, МГП "Геоинформмак"

6. Вендельштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978 318с.

7. Войткевич Г.В., Закруткин В.В. Основы геохимии. Учеб.пособие для студентов геологических специальностей вузов. М., «Высш.школа», 1976

8. Воробьева В.Я. Использование радиоактивных элементов для расчленения и корреляции доусольских отложений юга сибирской платформы в связи с поисками нефти и газа. Дисс. на соиск. уч.степ.канд.г.-м.наук М.:ВНИИЯГГ, 1983.

9. Гамма-метод изучения естественной радиоактивности горных пород в нефтегазовых скважинах (интерпретационно-метрологическое обеспечение): конспект лекций/Д.А.Кожевников.-М.: МИНГ, 1989,-62с.

10. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982.13.3онн М.С., Дзюбло А.Д., Коллекторы юрского нефтегазоносного комплекса севера Западной Сибири М.,: Наука, 1990. - 88с.

11. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М. Недра, 1984г - 256с.

12. Калмыков Г.А., Белохин B.C., Ревва М.Ю. Методика обработки многоканального спектрометрического гамма-каротажа с использованием элементарных спектров //"Каротажник" №10-11, 2004г., стр. 205-210.

13. Калмыков Г.А., МиллерВ.В., Спиридонов А.И. Объектно-ориентированное петрофизическое обеспечение гамма-спектрометрического и нейтронных методов каротажа. //Геоинформатика-2001 №3 стр.21-30

14. Калмыков Г.А., Теленков В.М. Определение текущей нефтенасыщенности методом ИННК. // Каротажник № 12-13 стр 48-62, 2004г.

15. Кобранова В.Н. Петрофизика. М. Недра 1980

16. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин. НТВ «Каротажник», вып. 38 и 39, 1997

17. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС. НТВ "Каротажник" №34 1997г с. 18-19

18. Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1982

19. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. О проблемах реализации информационного потенциала гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин(ответ на замечания Э.Г.Урманова). НТВ "Каротажник" вып.40, 1997, с48-51.

20. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. Проблемы реализации информационного потенциала гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин. НТВ "Каротажник" вып.27, 1996, с.5-14.

21. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. Оценка содержания пелитовой фракции по данным гамма-спектрометрии в комплексе ГИС. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.,ВНИИОЭНГ,1994,вып. 1, с.12-15.

22. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: «Недра», 1975

23. Короткое К.В., Теленков В.М., Ревва М.Ю. Технология исследований горизонтальных скважин, применяемая в ОАО "Нижневартовскнефтегеофизика" (соавторы) // НТВ "Каротажник", вып.10-11, 2004г., изд. АИС, Тверь, с.161-174.

24. Котельников Д.Д., Конюхов А.И. Глинистые минералы осадочных пород,-М.Недра, 1986. 247с.

25. Курочкин П.А., Спектрометрический анализ естественных радиоэлементов для повышения геологической эффективности гамма-метода. Дисс. на соиск. уч.степ.канд.г.-м.наук М.:МИНГ, 1982.

26. Зб.Л.Н.Индиченко Спектральный анализ минерального вещества, М., АН СССР,1960

27. Лазуткина Н.Е. Интерпретационно-алгоритмическое обеспечение гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин. Дисс. на соиск. уч.степ.канд.г.-м.наук -М.:МИНГ, 1993.

28. Ларионов B.B. Радиометрия скважин. "Недра", М., 1969г.

29. Ларионов В.В., Резванов P.A. Ядерная геофизика и радиометрическая разведка. "Недра", М., 1976г.

30. ЗЭ.Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических методов исследования скважин.2-изд.,перераб.М.,Недра, 1981.182с

31. Многокомпонентный нейтронно-активационный анализ горных пород, руд и минералов с групповым радиохимическим выделением 25 литофильных элементов» отраслевая методика III и IV категорий, МинГеоСССР, ВИМС, М., 1987

32. Нейтронно-активационное определение редкоземельных элементов, тория и скандия в горных породах, рудах и минерала» методика III и IV категорий, МинГеоСССР, ВИМС, М., 1984

33. Определение емкостных свойств и литологии пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и аккустического каротажа (наставление по интерпретации с комплектом палеток), г. Калинин, 1984г.

34. Оценка глинистости коллекторов методом гамма-спектрометрии естественной радиоактивности. / П.Н.Гуров, Д.В.Гусаров, Е.В.Карус и др. Геология нефти и газа, 1979, № 4.

35. Петрохимические методы исследования горных пород: Справочное пособие под ред. С.В.Ефремовой, К.Г.Стафеева М.:Недра, 1985.- 511 с.

36. Поляков Е.Е., Новгородов В.А., Карпова И.В. Компьютерная методика определения компонентного состава коллекторов и их пористости по данным ГИС в терригенном разрезе. Геоинформатика №2 1996 с.47-51

37. Рид Д. Практическая растровая электронная микроскопия. М.: Мир 1979.

38. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. М., Недра, 1980г

39. Сидоренко О.В., Метлова И.Ф., Рентгенографический фазовый полуколичественный анализ (РФпКА) осадочных пород./VII конференция «Геология и ми-неральносырьевые ресурсы Западно-Сибирской плиты и ее складчатого обрамления» Тюмень, 1989г., тезисы докладов.

40. Сидоренко О.В., Метлова И.Ф., «Рентгенографический фазовый полуколичественный анализ (РФпКА) осадочных пород»Изв.АНСССР, секция геол. 1987

41. Смирнов Ю.Г., Лазарев E.H., Прошутинская И.А. Информативность гамма-спектрометрии в полимиктовых песчаниках. Международная научная конференция "Геофизика и современный мир" 9-13 августа 1993 года Сборник рефератов докладов Москва 93.

42. Смыслов A.A. Уран и торий в земной коре. П., «Недра», 1974. 231 с.

43. Способ определения содержания отдельных минералов или компонент в горных породах. Автор Калмыков Г.А. Патент # 2149428 на заявку №99121403/28(022870) Приоритет 14.10.1999

44. Стандарт Российской Федерации (Руководящий документ) Геофизические исследования и работы в скважинах на углеводородное сырье в Российской Федерации. Проект. НТВ "Каротажник" №37 1997 стр.9-22

45. Стасенков В.В., Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. и др. Роль покрышек в формировании залежей нефти в отложениях палеозоя ( на примере Татарской АССР). М.:ВНИИОЭНГ, 1988

46. Сурков A.B., Хотылев О.В., Московская государственная геологоразведочная академия, М., 1977

47. Технологический регламент на проектирование и строительство нефтяных скважин (Геофизические исследования скважин) РД 5753490-007-98 ОАО «Сургутнефтегаз» 1998.

48. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство // Ред. Эпов М. И., Антонов Ю. Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000г, 122 с.

49. Тульбович Б.И Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. -М.Недра. 1979г.

50. Турышев В.В. Роль метода спектрометрии естественного гамма-излучения горных пород при литологическом расчленении сложно построенных отложений Западной Сибири. НТВ Каротажник №53 1998 стр.87-96.

51. Урманов Э.Г. Спектрометрический гамма-каротаж нефтегазовых скважин. М., ВНИИОЭНГ, 1994г.

52. Урманов Э.Г., Фролов A.M. Использование данных спектрометрического гамма-каротажа при изучении разрезов нефтегазоразведочных сква-жин./Геолоия нефти и газа 1993 №8 с20-24

53. Урманов Э.Г. Несколько замечаний в связи со статьей Д.А.Кожевникова и Н.Е.Лазуткиной «Проблемы реализации информационного потенциала гамма-спектрометрии нефтегазовых скважин». НТВ "Каротажник" №32 1997 стр.49-51

54. Фёртл В.Х. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1983. -N3-11.

55. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: «Недра», 1973

56. Шванов В.Н. Петрография песчаных пород, Л.: «Недра», ЛО, 1987

57. Шлыков В.Г. Рентгеновские исследования грунтов. Учебное пособие. М.: Изд-во МГУ, 1991

58. Эланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики.- М.Недра 1978.215с.

59. Япаскурт О.В. Литогенезис и полезные ископаемые миогеосинклинарей, М.: «Недра», 1992

60. Япаскурт О.В. Предметаморфические изменения осадочных пород в стратисфере : Процессы и факторы М.: ГЕОС, 1999

61. Япаскурт О.В. Стадиальный анализ литогенеза. Учебное пособие. М.: Из-во МГУ, 1995

62. Ball S.M., Chacce D.M., Fertl W.H. The well data system: an advanced formation evaluation concept in a microcomputer environment 1987 SPE 17034

63. Chamberlain A.K. Surface gamma-ray logs: a correlation tool for frontier areas. The American Association of Petroleum Geologists Bulletin v.68 # 8(August 1984) p.1040-1043

64. Edmundson H., Raymer L.L. Radioactive logging parameters for common minerals. The log analyst, 1979 September October pp.38-47.

65. Fertl W.H. Gamma ray spectral data assists in complex formation evaluation. The log analyst, 1979 September October pp.3-37.

66. FertI W.H., Frost E.J. Evaluation of'Shelly Clastic Reservoir Rocks. Journal of Petroleum Technology, 1980 32 # 9 p 1641-1646

67. Gadeken L.L., Arnold D.M., Smith H.D. Application of the compensated spectral natural gamma tool // SPWLA, XXV Ann.Symp. June 10-13, 1984.

68. Gardner J.S., Dumanoir J.L. Litho-Density Log Interpretation. SPWLA twenty-first Annual Logging Symposium. July 8-11 1980 N pp.1-23

69. Guo P., Peplow D.E., Gardner R.P. Natural Gamma-ray Interpretation: Semi-Empirical, Principal Components Analysis, and Monte-Carlo Multiply-scattered Components Approaches. Nucl. Geophys. V.9, No.4, pp.304-318 . 1995.

70. Herron M.M. Mineralogy from geochemical well logging. Clays and clay minerals V.34 #2 pp.204-213 1986.

71. Herron M.M. Estimating the Intrinsic Permeability of Clastic Sediments from Geochemical Data, SPWLA Twenty-Eight Annual Symposium, June 29-July 2, 1987.

72. Interpretation of the spectral gamma ray. // Gearhart Industries, Inc. 1986. 88-Kozhevnikov D.A.and Lazutkina N.YE. Advanced Petrophysical Interpretation of Nuclear Well Logging Data. Nuclear Geophys. Vol.9, #2, pp 83-97, 1995

73. Log Interpretation Principles/Application/Schlumberger Ltd., 1986

74. Mathis G.A., Ruledge D.R., Ferguson W.E. A spectral gamma-ray tool. SPWLA, 25-th Annual Log Symp., 1984

75. Michael M. Herron Estimating the Intrinsic Permeability of Clastic Sediments from Geochemical Data SPWLA Twenty-Eighth Annual Logging Symposium, June 29-July 2, 1987 PAPER HH

76. Moore J.E. Clay mineralogy problems in oil recovery. Part I, Petrol Eng., 1960, vol. 32, No. 2, p.40-41.

77. Moore J.E. Clay mineralogy problems in oil recovery. Part II, Petrol Eng., 1960, vol. 32, No. 3, p.44-47.

78. Quirein J.A., Gardner J.S., Watson J.T. Combined natural gamma ray spec-tral/litho-density measurement applied to complex lithologies. /SPE 11143, 1982

79. Serra 0., Baldwin J., Quirein J. Theory, interpretation and practical applications of natural gamma ray spectroscopy. SPWLA twenty-first Annual Logging Symposium. July 8-11 1980 G pp. 1-28

80. Suau J., Spurlin J. Interpretation of micaceous sandstones in the north sea. SPWLA twenty-third Annual Logging Symposium. July 6-9 1982 pp.1-32

81. Thompson K.D. Well log interpretation of shaly sands with the programmable calculator. Transactions of the SPWLA 19-th Annual Logging Symposium. June13-16 1978 pp. 1-27

82. United States Patent 4,622,849 США. 18.11.1986 МКИ E21 В 49/00, НКИ 250/253, Method and apparatus for determining characteristics of clay-bearing formations, Walter H.Fertl, Houston, Tex. Dresser Industries, Inc., Dallas, Tex.

Информация о работе

Ревва, Михаил Юрьевич
кандидата технических наук
Москва, 2006
ВАК 25.00.10

Диссертация

Технология оценки фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов по комплексу радиоактивных методов с включением спектрометрического гамма каротажа - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы