Анализ параметра пористости с привлечением элементов региональной петрофизики (электрофаций) и типа глинистости
https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-2-50-65
Аннотация
Важнейший подсчетный параметр – коэффициент открытой пористости (Kп) – 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. При этом полагается: чем больше, тем выше достоверность связи Pп = f(Kп). Однако на практике зачастую такая концепция создает проблемы неоднозначности определения 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 породы.
Об авторах
И. Б. Ратников
ООО «Нефтеком»
Россия
Россия
Р. С. Шульга
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия
Россия
Е. А. Романов
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия
Россия
С. Н. Бастриков
АО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности»
Россия
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.
Рецензия
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 (Russia). 2016;(2):50-65. https://doi.org/10.17073/2500-0632-2016-2-50-65
Просмотров:
1286
Послать статью по эл. почте 