Отправлено: 13.08.09 05:01. Заголовок: Из интересного мне 184(7) выпуск 2009

В. Е. Смирнов, Е. О. Жукова, А. Н. Степанов
Петрофизическая характеристика сеноманско-миоценовых отложений северо-восточного борта Месопотамского краевого прогиба

Выполнены комплексная интерпретация ГИС и детальные петрофизические исследования сеноманско-миоценовых карбонатных отложений в пределах северо-восточного борта Месопотамского краевого прогиба. Определены фильтрационно-емкостные и физические характеристики пород в атмосферных и термобарических условиях. Построены петрофизические зависимости между физическими и литолого-петрографическими свойствами пород-коллекторов. Определены граничные значения пористости для коллекторов порово-трещинного типа и проведена оценка трещинной пористости коллекторов.

Ключевые слова: скважины, керн, каротаж, Месопотамский краевой прогиб, трещинные коллекторы, карбонатные отложения.

Литература

1. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Справочник; Под ред. В. М. Добрынина. М.: Недра, 1988. 476 с.

2. Трофимук А. А. Избранные труды. В 4 т. Т. 2. Стратегия и методика поисков и разведки месторождений нефти и газа. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал “Гео”. 2002. 243 с.


V. E. Smirnov, E. O. Zhukova, A. N. Stepanov

petrophysical characterization of cenomanian and miocenic sediments of the northeastern board in the mesopotamian boundary sag

A combined interpretation of well logging data and detailed petrophysical investigations on the of Cenomanian and Miocenic sediments within the northeastern board of the Mesopotamian boundary sag have been conducted.

Filtration and capacity properties and physical characteristics of the rocks in normal atmospheric or special temperature and pressure conditions have been determined.

Petrophysical relationships between the physical and lithologic-petrographical properties of the reservoir rocks have been plotted. Boundary porosity values for porous and fractured reservoirs have been evaluated, and the fractured porosity of the reservoirs has been estimated.

Key words: boreholes, core, well logging, Mesopotamian boundary sag, fractured reservoirs, carbonate sediments.



Трехкомпонентная модель (известняк-доломит-глина)
ГГК-АК-НК
В нейтронном компоненты не учитываются (кроме глины)
Уравнения линейные
Трещинная пористость линейно связана с общей (коэффициент 0.4)
Диапазон измерения общей пористости до 10%
M (Дахнова-Арчи) около 2
Про Квс неясно, но трещины

==========================================

Г. Я. Шилов
Учет литофациальных особенностей разреза при интерпретации материалов ГИС (на примере ПК-свиты Северо-Каменномысского газового месторождения)
Разработана технология использования литофациальных данных для повышения эффективности интерпретации материалов ГИС. Она была применена при изучении ПК-свиты Северо-Каменномысского месторождения, где удалось определить основное песчаное тело пляжевого генезиса, а также установить высокопроницаемые песчаные коллекторы, связанные с потоковыми фациями (русловыми и приливных каналов).

Ключевые слова: интерпретация ГИС, фация, циклиты, обстановки осадконакопления, поровые давления, керн, фациальный анализ.

Литература

1. Ван Вагонер Дж. С., Митчум Р. М., Чампион К. М., Рахманьян В. Д. Стратиграфия кремнисто-обломочных последовательностей с помощью каротажа, керна и обнажений: концепции для высокоразрешающей временной корреляции и оценки фаций. Хьюстон, Техас. 1991. 55 с.

2. Карагодин Ю. Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980. 242 с.

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

4. Шилов Г. Я. Применение данных фациального анализа при интерпретации материалов ГИС // Тезисы докладов семинара “Определение параметров коллекторов и залежей нефти и газа по материалам ГИС”. Тверь: Изд. АИС. 1992. С. 117–120.

5. Шилов Г. Я., Джафаров И. С. Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным. М.: Информационный центр ВНИИгеосистем. 2001. 394 с.




G. Ya. Shilov

correction for the lithofacies peculiarities of the borehole-exposed formations in interpretation of well logging data (on example
of the pk suite in the northern kamennomyssky gas field)

A technology for using lithofacies data for improving the effectiveness of the well logging data interpretation has been designed. It was applied in the investigation on the PK suite in the Northern Kamennomyssky field, where a basic sand body of a beach genesis was determined, and also high-permeability sand reservoirs connected with flow fractions (from riverbeds and tide channels) were detected.

Key words: well logging data interpretation, facies, cyclites, sediment accumulation situations, pore pressures, core, facies analysis.



Фации-циклиты- геология
Про петрофизические связи - ничего

==========================================

Д. А. Кожевников, К. В. Коваленко, А. А. Арсибеков
Инвариантность петрофизических связей в адаптивной интерпретации данных ГИС

Обоснование петрофизического инварианта как интерпретационного параметра методов ГИС позволило перейти от эмпирических алгоритмов к алгоритмам интерпретации, опирающимся на аналитические петрофизические модели коллекторов, отражающие совокупность условий их образования. Принцип петрофизической инвариантности позволил выявить и представить в обобщенной форме устойчивые аналитические связи между интерпретационными параметрами и фильтрационно-емкостными характеристиками сложных коллекторов. Даже при отсутствии “опорных” пластов адаптивная настройка алгоритмов сокращает число источников помех при дефиците петрофизической информации.

Ключевые слова: нефть, коллектор, петрофизика, каротаж, интерпретация.

Литература

1. Вендельштейн Б. Ю., Поспелов В. В., Петерсилье В. И. О роли дисперсности в формировании свойств терригенных пород // Тр. МИНХиГП. М.: Недра, 1967. Вып. 67. С. 5–35.

2. Вендельштейн Б. Ю., Костерина В. А. Усовершенствованный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификация по данным ГИС // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1999. Вып. 62. С. 7–22.

3. Вендельштейн Б. Ю., Куликова Н. Г. Остаточная вода поровых карбонатных коллекторов // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИгазпром. 1971. № 1.

4. Водородосодержание терригенных пород Шеркалинского горизонта Талинского месторождения // Геология и геофизика. Сиб. отд. АН СССР / С. В. Дворак, М. Ю. Зубков, Е. А. Романов и др. 1990. № 1. С. 56–61.

5. Дахнов В. Н. Влияние глинистости коллекторов на точность подсчета запасов нефти и газа // Геология нефти и газа. 1977. Вып. 9. С. 58–60.

6. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1985.

7. Добрынин В. М., Венделъштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика. М.: Недра, 2004.

8. Кожевников Д. А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов // Геофизика . 2001. № 4. С. 31–37.

9. Кожевников Д. А. Проблемы интерпретации данных ГИС // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1997. Вып. 34. С. 7–27.

10. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Макроописание остаточной водонасыщенности коллекторов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 65. С. 46–61.

11. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Моделирование гранулярных коллекторов на основе петрофизической инвариантности // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 161. С. 66–84.

12. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Набухаемость цемента терригенных коллекторов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2001. Вып. 84. С. 98–106.

13. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Адаптивная интерпретация стационарных нейтронных методов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 158. С. 67–91.

14. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Адаптивная интерпретация импульсных нейтронных методов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 169. С. 50–67.

15. Кожевников Д. А., Коваленко К. В. Петрофизическое моделирование и адаптивная интерпретация метода сопротивлений // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 166. С. 103–115.

16. Кожевников Д. А., Лазуткина Н. Е. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. № 11–12.

17. Кринари Г. А., Ковалев А. Г., Кузнецов В. В. Минералогические причины снижения нефтеотдачи и способы их выявления // Труды международной конференции “Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов”. Казань. 1994. Т. 6. С. 1993–2002.

18. Леонтьев Е. И. Моделирование в петрофизике. М.: Недра, 1979.

19. Нефедова Н. И. Об оценке глинистости и содержания химически связанной воды в полимиктовых коллекторах Западной Сибири // Нефтегазовая геология и геофизика. № 8. 1982.

20. Роженос С. М., Мамяшев З. Г., Никонорова Т. Ф. Петрофизическое обоснование литологического расчленения отложений тюменской свиты сургутского свода по данным ГМ // Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири (сб. 4). Тюмень. 1984.

21. Салманов Ф. К. Закономерности распределения и условия формирования залежей нефти и газа. М.: Недра, 1974. 260 с.

22. Сахибгареев Р. С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Л.: Недра, 1989.

23. Хабаров В. В., Волков Е. Н., Кудрин В. Я., Малышев О. Г., Швеин. Петрофизическое обоснование радиоактивного каротажа в породах юры Западной Сибири // Нефтегазоносность отложений Западной Сибири по геофизическим данным (сб.). Тюмень. 1986.

24. Ханин А. А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. Гостоптехиздат, 1963.


D. A. Kozhevnikov, K. V. Kovalenko, A. A. Arsibekov

invariant petrophysical relations in adaptive interpretation
of well logging data

Validation of the petrophysical invariant as a well logs interpretation parameter allowed transition from empirical algorithms to the interpretation algorithms based on analytical petrophysical models of the reservoirs and reflecting the combination of their generation conditions. The principle of petrophysical invariance allowed revealing and generalizing the stable analytical relations between the interpretation parameters and filtration and capacity properties of complex reservoirs. Even in the absence of “marker” beds, the adaptive adjustment of the algorithms reduces the number of noise sources in the lack of any petrophysical information.

Key words: oil, reservoir, petrophysics, well logging, interpretation.


Очередная претенциозная статья группы Д.А.Кожевникова
Отличается двумя особенностями
1) Обильным цитированием других авторов (помимо себя)
Думаю это роль нового соавтора (я его на ГЕОМОДЕЛИ слышал)
Правда ссылки носят чисто номинальный характер

2) Попыткой учета различия минералов в составе глин (тема давняя и лет 50 как известная - странно что нет ссылок скажем на того же Fertl)
Каким-то образом в пластах ЮВ авторы обнаружили большой объем (до 42%!!!) смешанно-слойных глинистых минералов и по их доле дифференцирует связи с применением введенного им "петрофизического инварианта"
Так на каких глубинах мим встречены смешанно-слойные минералы?
Интересно и то, что роль магнезиального каолинита и гидрослюды авторами не дифференцируется

Зато они весьма выпукло прорисовывают матрицу достоинств такого подхода (которому якобы не нужны ни опорные пласты ни настройка)
Как он определяет долю смешанно-слойных минералов по стандартному комплексу остается элементом эзотерического знания