АНАЛИЗ ПАРАМЕТРА ПОРИСТОСТИ С ПРИВЛЕЧЕНИЕМ ЭЛЕМЕНТОВ РЕГИОНАЛЬНОЙ ПЕТРОФИЗИКИ (ЭЛЕКТРОФАЦИЙ) И ТИПА ГЛИНИСТОСТИ


https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-2-50-65

Полный текст:


Аннотация

Важнейший подсчетный параметр − коэффициент открытой пористости ( п K ) − в петрофизических лабораториях, как правило, определяется для объекта (пласта) в целом и без учета его региональной неоднородности. Основным критерием при отборе коллекции образцов для составления модели Pп = f(Kп) служит размах величины п K . При этом полагается: чем больше п K , тем выше достоверность связи Pп = f(Kп). Однако на практике зачастую такая концепция создает проблемы неоднозначности определения п K по удельному электрическому сопротивлению (УЭС) водонасыщенных образцов в разных скважинах даже в пределах одного месторождения. Это явление обусловлено недоучетом особенностей, с одной стороны, объекта региональной петрофизики – фаций, которые находят свое отражение в форме кривых ГИС, в том числе ПС, с другой – элемента объекта общей петрофизики – типа глинистости. Разбиение (классификация) пласта по фациям, определение и учет типа глинистости, а также выделение и анализ петрофизических типов пород на основе фильтрационно-емкостных свойств пород в пределах пласта позволяют получить удовлетворительные связи между УЭС и п K породы.


Об авторах

И. Б. РАТНИКОВ
ООО «Нефтеком»
Россия


Р. С. ШУЛЬГА
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия


Е. А. РОМАНОВ
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия


С. Н. БАСТРИКОВ
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия


Список литературы

1. Abbaszaden M.D., Fujii H. and Fujimoto F. Permeability Prediction by Hydraulic Flow Units - Theory and Application. SPE Formation Evaluation, December 1996. P. 263-271.

2. Nanz R.H. Genesis of Oligocene sandstone reservoir, Seeligson Field, Jim Wells and Kleberg Counties, Texas. - Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1954, vol. 38. P. 96-117.

3. Pirson S.J. Sedimentalogical studies by log curve shapes. - In: Geologic well log analysis. 1970. P. 36-58.

4. Pirson S.J. SP and EH curves as redoxomorphic logs. - In: Geologic well l og analysis, Houston, Texas, Gulf. Publ. Co, 1970. P. 1-35.

5. Saitta S., Visher G.S. Subsurface study of the Southern portion of the Bluejacket delta. - In: Oklahoma City Geol. Soc. Guidebook, 1968. P. 53- 68.

6. Shelton J.W. Stratigraphic models and general criteria for recognition of alluvial, barrier - bar, and turbidity - current sand deposits. - Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1967, vol. 51, N 12. P. 2441-2461.

7. Shelton J.W. Correlation sections and log map s in determination of sandstone trends. - Bull. Am. Assoc. Petrol. Geologists, 1972, Vol. 56, N 8. P. 1541-1544.

8. Visher G.S. Depositional framework of the Biujacket-Bartesvill e sandstone. - In: klahoma City. Geol. Soc. Guidebook. 1968. P. 32-51.

9. Visher G.S. How to distinguish barrier bar and channel sands. - World Oil, 1969, vol. 68, N 6. P. 106- 108.

10. Бондарик Г.К., Ярг Л.А. Инженерно-геологические изыскания: Учебник.  М.: КДУ, 2007.  424 с.

11. Бондарик Г.К. Общая теория инженерной (физической) геологии.  М.: Недра, 1981.  256 с.

12. Вендельштейн Б.Ю. Исследования разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов.  М.: Недра, 1966.  271 с.

13. Вендельштейн Б.Ю., Манчева Н.В., Петерсилье В.И. Комплексная интерпретация диаграмм потенциалов поляризации и естественной радиоактивности.  Тр МИНХ и ГП.  1969.  Вып. 89.  С. 72-79.

14. Горные породы // Геологический словарь. Т.1. М.: Госгеолтехиздат, 1960.  C. 187-188.

15. Горная порода // Российская геологическая энциклопедия. Т.1.  СПб.: Издательство ВСЕГЕИ, 2010.  С. 432.

16. Дахнов В.Н. Интерпретация каротажных диаграмм.  М.: Гостоптехидат, 1948.  390 с.

17. Латышева М.Г., Вендельштейн Б.Ю., Тузов В.П. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин  М.: Недра, 1975.  271 с.

18. Москалева В.Н. Горные породы // Геологический словарь. Т.2.  М.: Недра, 1978. С. 121.

19. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел  литологических ловушек нефти и газа.  Л.: Недра, 1984.  260 с.

20. Муромцев В.С., Петрова P.К. Методические рекомендации по выявлению литологических ловушек нефти и газа.  Л., 1979.  73 с. (ВНИГРИ).

21. Муромцев В.С. Методика локального прогноза песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа по электрометрическим моделям фаций.  В кн.: Методика прогнозирования литологических и стратиграфических залежей нефти и газа (сборник трудов).  Л., 1981. С. 5-23 (ВНИГРИ).

22. Фертл В.Х. Определение глинистости песчаников // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.  1983.  № 10.  С. 22-28.

23. Чернова Л.С. К вопросу о возможном выявлении перерывов в осадконакоплении литологическими методами. – В кн.: Тектоника и нефтегазоносных районов Западной Сибири. 1971.  С. 120-123 (Тр. СНИИГГиМС, вып. 132).

24. Чернышев Н.И. Построение палеогеографических карт по данным электрокаротажа.  В кн.: Вопросы обработки и интерпретации геофизических наблюдений.  Пермь: 1972.  №10.  С. 129-133.


Дополнительные файлы

Для цитирования: РАТНИКОВ И.Б., ШУЛЬГА Р.С., РОМАНОВ Е.А., БАСТРИКОВ С.Н. АНАЛИЗ ПАРАМЕТРА ПОРИСТОСТИ С ПРИВЛЕЧЕНИЕМ ЭЛЕМЕНТОВ РЕГИОНАЛЬНОЙ ПЕТРОФИЗИКИ (ЭЛЕКТРОФАЦИЙ) И ТИПА ГЛИНИСТОСТИ. Горные науки и технологии. 2016;(2):50-65. https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-2-50-65

For citation: Ratnikov I.B., Shulga R.S., Romanov E.A., Bastrikov S.N. Analysis of porosity parameter with involvement of elements of regional petrophysics (electrofacies) and clayness type. Mining science and technology. 2016;(2):50-65. (In Russ.) https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-2-50-65

Просмотров: 252

Обратные ссылки

  • Обратные ссылки не определены.


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 2500-0632 (Online)