Седиментологический анализ данных промысловой геофизики

Введение   3

Глава 1. Геофизическая и петрофизическая характеристика основных типов осадочных горных пород   4

Глава 2. Распознавание литологического состава пластов горных пород по данным ГИС   10

2.1. Терригенный разрез   10

2.2. Карбонатный разрез   12

2.3. Галогенный разрез   13

Глава 3. Определение условий осадконакопления по комплексу ГИС   14

Глава 4. Методика седиментологического анализа данных ГИС P  18

4.1. Выбор оптимального комплекса ГИС, оценка его качества и информативности   18

4.2. Использование керновой информации   22

4.3. Петрофизические предпосылки использования данных ГИС для литофациального анализа терригенных разрезов   25

4.4. Методика седиментологического анализа по данным ГИС при поисках, разведке и разработке коллекторов нефти и газа   32

4.5. Комплексирование методов ГИС и сейсморазведки для определения условий осадконакопления   34

Заключение   42

Список литературы  43

Введение

Успехи поисков, разведки и разработки месторожденийполезных ископаемых определяются степенью достоверностигеологических моделей, которые лежат в основе проведения геологоразведочных работ. Достоверность геологических построений тесно связана с информацией о составе и свойствах пород, слагающих природные резервуары, закономерностях их распространения и промышленной значимости. Основой для получения подобной информации является изучение процессов осадконакопления – седиментологический анализ.Использование седиментологического анализа на всех стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ дает большие возможности в экономии времени и средств, так как позволяет выявлять закономерности распространения коллекторов на различных уровнях (от локального до регионального), а также определять направление поисков, разведки и разработки.На сегодняшний день ограниченное применение анализа объясняется недостатком сведений, на основании которых можно судить о генезисе отложений в пласте. Это относится в первую очередь к сложным по строению и количеству фаций объектам. Корреляция разрезов по данным стандартной электрометрии в пределах таких площадей осложняется ошибками при выборе объектов исследования и их прослеживании на разных уровнях. Проблемой также являются недостаточный объем кернового материала, что не позволяет получить цельную картину об условиях образования и распространении объектов прогноза.Уже больше полувека геологи используют геофизические исследования скважин для определения условий седиментации. Активное использование скважинной геофизической информации для восстановления условий осадконакопления связано с растущими потребностями геологопоисковых, разведочных и эксплуатационных работ, связанных со сложными геологическими объектами (неструктурными залежами, или, например, прибрежно-морскими отложениями, для которых характерны сложные формы распространения коллекторов и т.д.).В соответствии со сказанным, целью данной работы является освещение основных приемов интерпретации информации, полученной от данных ГИС, необходимой для восстановления истории геологического развития изучаемых объектов, выделения среди них перспективных зон и корректного прогноза распространения этих зон по площади и разрезу.Глава 1. Геофизическая и петрофизическая характеристика основных типов осадочных горных породОсадочными называют горные породы, образованные втермодинамических условиях, характерных для поверхностнойчасти земной коры. По вещественному составу и генезису ихразделяют на следующие группы:Обломочные, образовавшиеся в результате переотложения продуктов физического и химического выветриванияразличных горных пород;Карбонатные, образование которых связано с химическим выпадением осадков из воды, а также с жизнедеятельностью организмов; Эвапоритовые, представляющие собою химические осадки закрытых минерализованных водоемов;Осадочно-вулканогенные - образованные из обломочных пород и продуктов деятельности вулканов.Каждая из перечисленных групп содержит определенныйнабор литотипов, отличающихся вещественным составом, структурой, текстурой, и, как следствие, физическими свойствами, которые фиксируются методами каротажа. Взаимосвязь между минералого-петрографическим составом, физическими и петрофизическими свойствами пород предопределяет возможность различать литотипы по данным геофизических исследований скважин.Применяемый в настоящее время комплекс геофизическихисследований скважин позволяет весьма разносторонне изучатьфизические свойства пород: электрическую проводимость,плотность, разрушаемость, естественную и наведенную радиоактивность, скорость и поглощение упругих колебаний и др. Так, методы бокового каротажного зондирования (БКЗ), бокового (БК), индукционного (ИК) каротажа, микробокового каротажа (МБК) позволяют определять электрическую проводимость пород по радиусу в разных участках пласта (прискважинной зоне и удаленной от скважины части), а также интегральную (БКЗ) и дифференциальную (БК, ИК, МБК) электрические характеристики. Электрическая проводимость зависит в первую очередь от пористости, объема и минерализации раствора, насыщающего поры породы, а также от минералогического состава породообразующих зерен и цемента. Например, большие концентрации проводящих минералов, например, таких как пирит или глауконит, могут на порядок увеличить электрическую проводимость породы. Замечено, что при прочих равных условиях кварцевые песчаники имеют меньшую проводимость, чем полимиктовые. Цементирующее вещество по-разному влияет на электрические свойства. Например, породам с глинистым, глауконитовым цементом, а также с цементом, содержащим большие концентрации окисного и закисного железа, свойственны низкие электрические сопротивления, а в случаях карбонатной или кварцевой цементации сопротивление пород существенно выше. Электрическая проводимость одинаковых по вещественному составу пород является функцией ее пористости, объема и минерализации жидкости, насыщающей поры [8]. В свою очередь пористость определенным образом связана с формой, размером, упаковкой, сортировкой зерен - факторами, формирующими структуру пород. Отсюда возникает возможность определения структуры методами электрометрии скважин. Теоретически эта возможность основана на петрофизических корреляционных связях между пористостью (Кп), проницаемостью (Кпр), удельной поверхностью (Sуд) и средним диаметром зерен (Dcр), которые описываются уравнениями:Здесь с - коэффициент, характеризующий угол наклоназависимости kпр – f (kп); m - показатель степени в петрофизическом уравнении Pп=f(kп); Рп - относительное сопротивление (параметр пористости).Для практического использования формулы (1) необходимо определить все вышеприведенные зависимости по представительному керну, а сопротивление - по каротажу, что не всегда выполнимо. Однако для характеристики литотипов нет необходимости в знании непосредственно величины Dср, достаточно определить его относительные значения, такие, например, как «мелкозернистость», «крупнозернистость». Из формулы (1) вытекает, что удельное электрическое сопротивление обратно пропорционально среднему диаметру зерен, следовательно, при прочих равных условиях рост сопротивления свидетельствует об уменьшении размера зерен породообразующих минералов.Наиболее пригодными для наблюдения за изменениемструктуры пород являются методы экранированных зондов БКи МБК. Так, для песчаников постепенное укрупнение по вертикали зерен на диаграммах этих методов отражается в ростеэлектропроводимости пласта, а разнозернистость выражается резкой дифференциацией кривых МБК и т.п. Для глинистых пород удельное электрическое сопротивление снижается по мере роста их дисперсности. Большое количество информации о минералогическомсоставе пород содержится в диаграммах радиоактивного каротажа. Гамма-каротаж (ГК) позволяет выделять в разрезе скважинпласты с повышенной, в том числе аномально повышеннойрадиоактивностью - это песчаники, в составе которых содержится большое количество калиевых полевых шпатов, сухарные глины, содержащие каолинит несовершенной структуры и др. В разрезах, представленных вулканогенно-обломочными породами по ГК можно наблюдать усиление, либо ослаблениевулканической деятельности во времени. Нейтронный гамма-каротаж (НГК) характеризует водород- и хлорсодержание породы, и, следовательно, степень их плотности, глинистости, солесодержания. Вместе с этим гамма-каротаж позволяет выделить угли по однонаправленному снижению показаний ГК и НГК, а также вулканогенные породы по однонаправленному повышению амплитуд на диаграммах этих методов.Известно, что диффузионно-адсорбционная активность, регистрируемая методом ПС, характеризует проницаемость обломочных пород. В глинистых отложениях этот параметр зависит от их структуры и минерального состава. Глины пелитовой структуры при прочих равных условиях отличаются отклонением аномалии ПС в сторону положительных значений. Что касается влияния минерального состава глин на их диффузионно-адсорбционную активность, удалось установить повышение линии, объединяющей положительные значения ПС (так называемой линии глин), в ряду глин с преобладанием в составе хлорита-каолинита-гидрослюды-монтмориллонита.Этот же ряд глинистых пород отличается еще одной особенностью - ростом степени разрушаемости, фиксируемой каверномером. Кавернометрия в глинистых породах способна также указывать на содержание алевро-псаммитовой компоненты, которая уменьшает степень разрушаемости монтмориллонит-гидрослюдистых глин.Акустический каротаж (AK) по скорости является методом, меньше других связанным с минералого-петрографическим составом пород. Скорость распространения упругой волны длиной ~ 25 Гц указывает преимущественно на степень уплотнения породы и мало зависит от ее минерального состава.По обратной величине скорости (интервальному времени (ΔT)) различаются между собой карбонатные породы, песчаники, глины, соли, ангидриты.Из приведенного описания видно, что каждый из методовгеофизических исследований скважин содержит определеннуюинформацию о свойствах пород. Сочетание этой информациипозволяет определять вещественный состав и структурные особенности пород.Для песчано-алевритовых отложений, приуроченных крифтовым зонам, образованным в континентальной коре (Днепровско-Донецкая впадина, Западная Сибирь), количественные соотношения геофизических параметров для разных литотипов показаны на рис. 1-3. Рис. 1. Количественные критерии для определения литотипов песчаников. Песчаники кварцевые: 1 – крупнозернистые, 2 – среднезернистые, 3 – мелкозернистые; песчаники кварц-полевошпатовые: 4 – крупнозернистые, 5 – среднезернистые, 6 – мелкозернистые; песчаники: 7 – полевошпат-кварцевые, 8 – глауконитовые, 9 – ожелезненные, 10 – калишпатовые, 11 – граувакки, 12 – конгломераты; цифры в кружках – номера литотипов [11].Рис. 2. Количественные критерии для определения литотипов глин. Глины: 1 – монтмориллонитовые, 2 – гидрослюдистые, 3 – каолинитовые, 4 – сухарные, 5 – монтмориллонит-гидрослюдистые, 6 – зоны распространения смесей глин различного состава; цифры в кружках – номера литотипов [11].Рис. 3. Геофизические критерии разделения карбонатов по структуре порового пространства. Известняки (доломиты): 1 – поровые с kп=10%; 2 – порово-каверново-трещинные с kп.бл=10%; 3 – порово-трещинные с kп.бл=5-10%; 4 – порово-каверново-трещинные с kп.бл=3-5%; 5 – каверново-трещинные с kп.бл=3%; 6 – трещинно-каверновые; 7 – трещиноватые; 8 – плотные.Например, для кварцевых крупнозернистых песчаников характерен диапазон значений удельного сопротивления промытой зоны ρМБК в пределах 1-5 Ом*м; ΔT-240-300 мкс/м; Iγ - 1-3 мкР/ч (см. рис. 1). Песчаники ожелезненные при той же пористости и радиоактивности характеризуются более низкими (<1 Ом*м), а конгломераты - более высокими (>10 Ом*м) сопротивлениями и т.п. (см. рис. 1). Глинистые породы отличаются постепенными изменениями основных геофизических параметров (ρМБК, Iγ, Iпγ, ΔT) в зависимости от вещественного состава (см. рис. 2). Это объясняется тем, что в нефтегазоносных разрезах практически не встречаются мономинеральные глины. Так, глинам монтмориллонитового состава свойственнынаиболее высокие значения ΔT (300-380 мкс/м), низкие сопротивления (0,5-2 Ом*м) и радиоактивность (6-8 мкР/ч). По мере роста содержания гидрослюды, что четко фиксируется уменьшением разбухания пород при бурении, ΔΤ уменьшается до 240 мкс/м, а сопротивления и радиоактивность возрастают. Сухарные глины, характеризуются значениями ΔT=200-220 мкс/м, ρМБК=1-50 Ом*м, Iγ =20 мкР/ч. Геофизические показатели карбонатных пород зависят, восновном, от степени их глинистости и структурных особенностей и практически не зависят от минерального состава. Нарис. 3 показаны количественные соотношения вторичной гамма-активности, удельного электрического сопротивления и интервального времени для карбонатных пород (известняков и доломитов) с разной структурой пор при глинистости менее 10%. Удельное электрическое сопротивление и вторичная гамма-активность зависят от пористости матрицы: при Кп матрицы известняка более 10%, ρМБК<20 Ом*м, Iпγ =0.2-0.6. В подобных случаях вторичная (трещинная и каверновая) пористость не существенно влияет на изменение сопротивления. Для пород с низкой первичной пористостью (Кп<5%) трещиноватость и кавернозность меняют значения БК иногда на два порядка, a Iпγ - на 50% (см. рис. 3). Интервальное время для карбонатных пород меняется в небольшом диапазоне (160-220 мкс/м), исключение составляют карбонатные породы песчано-алевритовой структуры с высокой (более 10%) пористостью.Приведенный обзор зависимости геофизических характеристик от минерального состава и структурных особенностей пород дает общее представление о пределах возможностей каротажа для определения литотипов [11]. Глава 2. Распознавание литологического состава пластов горных пород по данным ГИСПоскольку на практике нет возможности охарактеризовать все исследуемые скважины керновым материалом, изучение геологических объектов проводится при помощи комплексирования фрагментарных данных изучения керна и геофизических скважинных материалов. Интерпретация ГИС (косвенный метод изучения объекта), увязанная с данными изучения керна (прямой метод изучения объекта), позволяет выполнять детальное литологическое расчленение разрезов и способствует выявлению парагенезисов литотипов. Рассмотрим подробнее основные принципы расчленения разреза на литологические разности.2.1. Терригенный разрезЛитологическое расчленение разреза по данным ГИС проводят в два этапа: сначала разделяют породы на коллекторы и неколлекторы, а затем среди коллекторов и неколлекторов выделяют отдельные литологические разности. В терригенном разрезе неколлекторы делятся на глинистыеи на все прочие вмещающие породы. По данным ГИС безошибочно можно определить только группу глинистых пород (собственноглины, аргиллиты, глинистые сланцы). Все эти породы характеризуются увеличением диаметра скважины по сравнению с номинальным (КВ), низким кажущимся удельным электрическим сопротивлением (КС), наиболее высокими показаниями ПС и ГК, низкими показаниями НГК и микрозондов, наиболее высокими значениями – ∆t (АК). Среди прочих вмещающих пород можно выделить по крайней мере два класса неколлекторов с различнойглинистостью и пористостью.К первому классу относятся песчаники и алевролиты, характеризующиеся более низкой пористостью и более высокой глинистостью по сравнению с худшими коллекторами; они отмечаютсявысокими показаниями на диаграммах БКЗ, БК и микрозондов, низкими значениями ∆t на диаграммах АК, повышенными показаниями НГК, промежуточными значениями на диаграммах ПСи ГК, но более близкими к показаниям в худших коллекторах.Второй класс включает глины, содержащие песчаный, алевритовый или карбонатный материал, для которых характерны показания методов ГИС, типичных для глин. Некоторое их отличие заключается в небольшом увеличении удельного сопротивления по сравнению с сопротивлением чистых глин, в наличии незначительных отрицательных аномалий ПС по отношению к линии чистых глин и в незначительном понижении радиоактивности посравнению с чистыми глинами на диаграмме ГК (рис. 4, 5).Рис. 4. Литологическое расчленение терригенного разреза и выделение коллекторов по данным ГИС: 1 – песчаник, 2 – алевролит, 3 – аргиллит, 4 – нефтенасыщенный коллектор, 5 – водонасыщенный коллектор. Заштрихованные участки: на кернограмме – признаки коллектора (уменьшение диаметра скважины) и глинистых пород (увеличение диаметра); на кривой микрокаротажа – признаки коллектора [17]В терригенном разрезе возможно также присутствие неколлекторов, представленных песчаниками и алевролитами с карбонатным цементом и плотными известняками. Эти породы отмечаются обычно низкими показаниями на кривых ПС и ГК, как чистые коллекторы, но наряду с этим для них характерны высокие показания на диаграммах НГК, микрозондов и минимальные значения ∆t на кривых АК.Рис. 5. Характеристика различных горных пород по конфигурации кривых ГИС: 1 – соль, 2 – ангидрит, 3 – известняк или доломит плотный, 4 – известняк или доломит глинистый; 5 – глинистая порода; 6 – песчаник; 7 – нефтенасыщенный коллектор [17]2.2. Карбонатный разрезПри расчленении карбонатного разреза по данным ГИС сначала выделяют межзерновые коллекторы, а в остальной части разреза проводят литологическое расчленение с выделением сложных коллекторов. Глинистые карбонатные разности хорошо выделяются по диаграммам ГИС, также как и глины в терригенном разрезе. Мергели отмечаются повышенными значениями КС, более высокими, чем глины, но меньшими, чем известняки и доломиты. На диаграммах НГК мергелям отвечают промежуточные показания, а на кавернограмме – обычно показания номинального диаметра скважины.Низкопористые известняки и доломиты расчленяются на классы неколлекторов и кавернозно-трещинных коллекторов по фильтрационным свойствам и на классы известняков, доломитов и промежуточных литологических разностей по минеральному составу скелета. Первая задача может быть решена по диаграммам стандартного комплекса и специальных исследований ГИС, вторая – по данным комплексной интерпретации диаграмм ННК–Т, ГГК и АК. Максимальные значения сопротивления свойственныплотным карбонатным породам; пористым и проницаемым разностям – более низкие значения сопротивления. Естественная радиоактивность в чистых известняках и доломитах минимальна и возрастает с повышением глинистости этих пород. Эта зависимость настолько очевидна, что по данным ГК можно оценивать степень глинистости карбонатных пород.Показания НГК против плотных пород максимальные, в высокопористых и кавернозных породах существенно понижены. Глинистые карбонатные породы также отмечаются низкими значениямиНГК. Отличить их от пористых пород удается путем сопоставлениядиаграмм НГК с диаграммами ГК и ПС, на которых глинистые породы четко отображаются. В плотных карбонатах диаметр скважинысоответствует номинальному, в глинистых разностях и (очень редко) в кавернозных породах отмечается увеличение dскв, против пористыхпород наблюдается образование глинистой корки. Следует отметить, что проследить те небольшие изменения диаметра скважины удаетсятолько по кавернограмме повышенной точности. Известняки и доломиты по данным ГИС часто нельзя отличить от песчаников, а такжеот гипса.2.3. Галогенный разрез Разрез, представленный гидрохимическими отложениями, расчленяют в основном по данным ядерных методов – ННК, ГК и ГГК с использованием результатов АК и кавернометрии. В этом разрезе по данным ГИС устанавливается наличие следующих литологических разностей: гипса – по низким показаниям ННК, соответствующему высокому водородосодержанию, при низкой пористости (менее 1 %) – по данным ГГК и АК;ангидрита – по высоким показаниям ННК, при низкой пористо-сти – по данным ГГК и АК; каменной соли – по высоким показа-ния ННК при увеличении диаметра скважины на кавернограммеи низкой естественной радиоактивности (ГК); калийных солей –по высоким показаниям ННК и ГК и увеличению диаметра скважины на кавернограмме. Прослои глины и аргиллита в гидрохимических отложениях устанавливают по тем же признакам, что и в карбонатном и терригенном разрезах (рис. 4, 5) [17].Глава 3. Определение условий осадконакопления по комплексу ГИСПроцессы осадконакопления формируют «облик», или так называемую фацию породы, по которому можно определить ряд важных обстоятельствее образования, например, природу материнских пород по минералогическому составу, степень геохимических преобразований породообразующих минералов и цементирующего вещества, динамику транспортирующих потоков по окатанности и раздробленности зерен, механизм накопления осадков по сортировке, структуре породы, удаление области седиментации от береговой полосы и ее миграцию по латеральному и горизонтальному распределению литотипов и многое другое. Почему и в какой мере процессы осадконакопленияотражаются в диаграммах геофизических исследований скважин? Прежде всего потому, что комплексный анализ физических свойств, таких как электрическая, акустическая проводимость и анизотропия, плотность, водородосодержание, радиоактивность и разрушаемость, поляризуемость позволяет разделять толщу пород на разные по физическим свойствам пласты с большой детальностью, а выявленные закономерности между физическими и минералого-петрографическими свойствами дают возможность с такой же детальностью определять литотипы и их минералого-структурные характеристики. Вторым важным моментом, способствующим седиментологическому анализу по данным геофизических исследований скважин, является непрерывность информации о процессе осадконакопления, содержащейся в диаграммах каротажа. Она позволяет следить за изменением литологической характеристики с детальностью, сопоставимой с геологическими наблюдениями в обнажениях горных пород, а иногда и превышающей их. Кроме того, комплекс диаграмм каротажа дает возможность наблюдать изменение текстуры породных ассоциаций по вертикали, перерывы в седиментации, цикличность от микро- до макроциклов и другие особенности разреза, которые трудно увидеть даже в обнажениях.В предыдущей главе показана возможность детальноголитологического расчленения разрезов по комплексу геофизических скважинных материалов, подкрепленных керном, которое способствует выявлению парагенезисов литотипов. Из них однозначно опознаются по комплексу ГИС: аркозовые и граувакковые песчаники, уголь, углистые аргиллиты, сухарные глины (континентальные отложения); соль, гипсы, ангидриты, солесодержащие песчаники, гипсоангидритовые аргиллиты (лагунные отложения); известняки, доломиты, мергели, мел (морские осадки); туфы, туффиты, туфопесчаники (вулканокластические осадки). Образование других литологических разностей, например, кварцевых и кварц-полевошпатовых песчаников, алевролитов, глин (аргиллитов)гидрослюдисто-монтмориллонитового состава, могло происходить и в континентальных, и в морских обстановках. Большую информацию об условиях седиментации песчано-алевролитовых и глинистых пород несет анализ их структурных и текстурных особенностей.Из структурных особенностей обломочных пород методамикаротажа можно определить гранулометрический состав песчаников и алевролитов, а также степень дисперсности глин. Изменение среднего диаметра зерен (Dср) песчано-алевритовых пород на диаграммах электрометрии, записанных экранированными зондами (БК, МБК), отражается в виде дифференциации кривых сопротивления, рост которого обратно пропорционален Dcр. Объясняется это тем, что показания на кривых БК и МБК в водонасыщенных участках разреза обусловлены емкостными и фильтрационными свойствами, связанными, в основном, с размером зеренчастиц породы и их сортировкой [11]. Такое явление позволяетопределять один из важнейших генетических показателей -характер слоистости песчано-алевритовых отложений.Различают трансгрессивный тип градационной слоистости, когда размер зерен песчаника убывает вверх по разрезу, и регрессивный тип - при обратной закономерности распределения частиц в породе [2, 13, 15]. На диаграммах электрометрии, записанных зондами БК и МБК, в первом случае наблюдается рост сопротивления по вертикали, во втором - его уменьшение. Структура и минералогический состав глинистых пород в благоприятных случаях (большая мощность) также могут служить показателем условий седиментации. Так, в пределах нефтегазоносных районов Украины, Северо-Западного Предкавказья, Западной Сибири глинистые породы, образовавшиеся в континентальных условиях, по данным каротажа характеризуются, как правило, повышенными (на 2-20 Ом*м) по сравнению с морскими глинами значениями удельных электрических сопротивлений. Причина столь существенного различия в сопротивлениях заключается в структуре (примесях песчано-алевритового материала), степени дисперсности, а также минералогическом составе глин.Континентальные глины содержат обычно значительноеколичество песчано-алевритовой фракции, органических остатков и менее дисперсны. Минералогический состав их определяется материалом областей сноса, а также климатическими условиями осадконакопления. В аридных и нивальных условиях преобладает хлорит, гидрослюда, в гумидных – терригенный каолинит [19]. Все перечисленные факторы способствуют повышению удельного электрического сопротивления. Аномально высокими (20-30 Ом *м) удельными электрическими сопротивлениями характеризуются сухарные глины. Они состоят из каолинита, синтезированного из природныхрастворов в континентальных (озерно-болотных гумидного литогенеза) условиях [19]. Присутствие в разрезе сухарных глин уверенно диагностируется по комплексу ГИС и является надежным показателем континентального происхождения осадков.Глинистые осадки приконтинентальной части морей и океанов формируются, в основном, из взвесей, поступающих с речными стоками прилегающего континента. Они высокодисперсны, не содержат примеси песчано-алевритового материала, или содержат его в небольших количествах, сложены, в основном, гидрослюдой, глауконитом, монтмориллонитом в разных соотношениях [13, 15, 16, 19]. Из перечисленных минералов повышенной электрической проводимостью отличаются глауконит и монтмориллонит. Большие концентрации глауконита в составе пород возможны в условиях интенсивной аутигенной переработки первичного материала, что характерно для морских осадков. Монтмориллонитовый состав глин, который преобладает в морских отложениях, способствует снижению их электрического сопротивления, естественной радиоактивности, а также повышенной разрушаемости в процессе бурения.Еще одним показателем условий седиментации глинистыхпород является их естественная радиоактивность. Она формируется при действии двух факторов: присутствия радиоактивных минералов, связанных с материалом кор выветривания, или измельчением коренных пород; с концентрацией органического вещества в составе глин, отложенных в остановках с застойным гидродинамическим режимом (болота речных долини надводных частей дельт, застойные иловые фации лагун иавандельт, пелагические фации с апоксидным, бескислородным режимом и т.п.).В.Н. Дахновым (1956 г.) отмечалась повышенная радиоактивность глинистых пород морского глубоководного происхождения - глобигеринского, радиолярневого илов и тонкодисперсных битуминозных глин. К числу возможных причин их радиоактивности он относил восстановительный характер среды, в условиях которой происходит выпадение урана израстворов. Для характеристики слоистости породных ассоциаций (стратиграфических комплексов, продуктивных горизонтов и т.п.) достаточно вычислить среднюю мощность пластов (hL) в заданном интервале, используя для этого кривые бокового микрокаротажа: hL=Σhi/n, где n - число пластов. При hL>4 м текстура сообществ пород относится к грубослоистой, что характерно для морских условий седиментации (авандельты, пляжи, шельф); если 4 м>hL>2 м, текстуру называют среднеслоистой. Тонкослоистая текстура чаще всего встречается в континентальных (реки, озера, болота) и в прибрежно-морских условиях (надводная дельта). Микрослоистые разрезы (hL<0,8 м) характеризуют либо крайне неустойчивый режим осадконакопления (например, флиш), либо дистальные области дельт при мелководном спокойном режиме (размывание песчано-алевро-глинистых частиц при условии слабо расчлененного рельефа).По степени слоистости, а также по частоте смены литотипов(Kl) в пределах стратиграфического комплекса, продуктивногогоризонта, либо какого-либо другого объекта можно характеризовать устойчивость режима седиментации. Количественно Kl вычисляется по формуле: Kl=ΣhLin)/H, где n - доля мощности определенного литотипа в общей мощности H объекта. Сравнительное постоянство в режиме осадконакопления (Kl>0,8) свидетельствует о морских условиях седиментации объекта. Полифациальным разрезам свойственны KL<0,8 [11].Третьим параметром, характеризующим текстуру сообществ пород, является резкость перехода одного литотипа в другой, которая обусловлена временным интервалом смены геологической обстановки. Она проявляется на диаграммах электрометрии (БК, МБК) в виде степени четкости границопределенных литотипов. Условно можно говорить о трех степенях четкости границ. Изменение в два раза удельного сопротивления пласта мощностью более 2 м на кривой МБК в интервале глубин 0,8-1 м можно классифицировать как первую степень четкости, свидетельствующую о сравнительно быстрой смене обстановки осадконакопления. Например, быстраятрансгрессия моря на диаграммах каротажа опознается порезкому контакту песчаника и глины или песчаника и известняка. Перерывы в осадконакоплении также фиксируются по резкой смене литотипов - изменению сопротивления глин в глинистой толще и т.п.Вторая степень четкости границ характеризуется изменением вдвое сопротивлений на кривых МБК в интервале глубин от 1-4 м, что характерно для большинства разрезов терригенного осадконакопления континентальных формаций. Если же на кривых электрометрии, записанных экранированными зондами, наблюдается постепенный переход одного литотипа в другой (градационная слоистость), можно предполагать прибрежно-морской режим седиментации.Важным признаком условий осадконакопления являетсястепень песчанистости исследуемого объекта Кпесч=Σh песч/H. Преобладание песчано-алевритовых разностей над глинистыми в терригенном разрезе (Кпесч>0,5) свидетельствует о русле реки, устьевом, либо волноприбойном баре (Кпесч>0,7) и т.п. Преобладание глинистых пластов в продуктивном горизонте (Кпесч <0,3) свидетельствует об удалении от источника транспортировки песчаного материала (речки), что характерно для поймы, болот, дистальных областей баров, бассейновых фаций.Комплексная интерпретация перечисленных геофизическихпоказателей является основой седиментологического каротажного анализа, который предполагает определенный уровень познаний в области седиментологии и каротажа [11]. Глава 4. Методика седиментологического анализа данных ГИСПроцесс восстановления условий седиментации в скважинном пересечении по комплексу геофизических исследований содержит два этапа. Первый этап заключается в детальном расчленении разрезов на литотипы, выделении коллекторов и оценки их промышленной значимости. Выполнение этого этапа работ предусматривает выбор рационального комплекса ГИС, по которому возможно расчленение разреза на литотипы, определение типа разрезов и литологического состава слагающих егопород; разработка количественных критериев для определениявещественного состава, структуры, текстуры пород.Второй этап работ включает определение по данным ГИСосновных показателей, характеризующих условия осадконакопления: парагенезы литотипов, структуры и текстуры сообществ пород, цикличность седиментации и др. Основой для выявления генетических признаков является керновая геологическая информация, осмысленная совместно споказаниями кривых каротажа4.1. Выбор оптимального комплекса ГИС, оценка его качестваи информативностиПри выборе детализационного комплекса геофизическихисследований скважин для литологического расчленения разрезов необходимо исходить из состава и свойств пород, слагающих данный разрез.Для терригенных разрезов, состоящих из обломочных пород с редкими (менее 5%) прослоями карбонатов, не играющих существенной роли для поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, оптимальным является комплекс ГИС, приведенный в табл. 1. Табл. 1. Детализационный комплекс ГИС для литологического расчленения разрезов [11]Подключение к комплексу ГИС замеров БКЗ необходимо в случаях глубоких проникновений относительно пресного (pф > ОД Ом*м) фильтрата глинистого раствора в пласты. В подобных случаях только по кривой зондирования возможно разделить пласты по водонефтенасыщению, определить УЭС водоносного пласта и его литологическую характеристику. Непременным условием проведения БКЗ является большая (более 4 м) мощность проницаемыхпластовДля карбонатных разрезов наиболее информативны методыэлектрометрии (МБК, БК), нейтронный, акустический, гамма-каротаж, кавернометрия. Добавление к комплексу индукционного каротажа рационально только при вскрытии пород органогенно-детритового состава, которые в случае водонасыщения солеными пластовыми водами имеют низкие УЭС (см. табл. 1).Литологическое расчленение разреза, представленного эвапоритами, можно осуществить путем исследования скважинметодами МБК, БК, ГК, НГК, AK, КВ. Туфогенные породы исследуются таким же комплексом ГИС, как и терригенные (см. табл. 1). Достоверность литологического расчленения разрезов в значительной мере зависит от полноты необходимого комплексаГИС и от качества проведения измерений. Каждый из методовнесет определенную информацию о вещественном составе породи не может быть полностью заменен другим. Тем не менее, приотсутствии того или иного метода в отдельных случаях возможно решить вопрос о литотипах, встреченных в скважинном пересечении. Например, в водоносном терригенном разрезе боковой каротаж характеризует гранулометрический состав песчано-алевритовых пород наравне с МБК; кривая интервального времени в отдельных случаях дублирует кривую гамма-каротажа, если обломочные породы состоят из зерен кварца и кальций-натриевых полевых шпатов. Однако, если в песчаниках есть калиевые полевые шпаты, примеси эффузивных обломков, кривые ГК и AK (ΔΤ) не повторяют друг друга. Поэтому каждый случай отсутствия отдельных замеров в необходимом комплексе ГИС следует анализировать отдельно с точки зренияинформативности методов каротажа в данном конкретномразрезе.Применение комплекса ГИС для седиментологическогоанализа предусматривает высокий качественный уровень регистрации каротажных кривых. Качественными считаются диаграммы ГИС, удовлетворяющие правилам технических инструкций; информативными являются кривые, позволяющие выделить пласты мощностью — 0,4 м.Объективными причинами получения при каротаже некачественных материалов являются кавернозность ствола скважин и добавления в промывочную жидкость ингредиентов, влияющих на показания ГИС. Кавернозность ствола скважины при величине полостей, превышающих длину прижимного башмака приборов с прижимным устройством (KB, МБК, ГГК), искажают замеры кривых. Поэтому на участках разреза скважин с кавернами более 5 см при интерпретации данных ГИС показания перечисленных выше кривых игнорируются. Вводить поправки в показания кривых не рекомендуется. Сложнее обстоит дело с добавками в промывочные жидкости, которые чаще всего не фиксируются каротажной службой. Они могут искажать отдельные интервалы каротажа скважин и вводить интерпретатора в заблуждение относительно параметров разреза. Так, добавление в глинистый раствор нескольких тонн нефти неизменно исказит показания кривых МБКи ПС; прибавление солей, содержащих ионы калия, повысит фон естественной радиоактивности. В каждом отдельном случае, при возникновении непонятных и необъяснимых с точки зрения вещественного состава пород аномалий, на кривых каротажа, необходимо проверять добавки, вводимые при бурении в промывочную жидкость. Некачественные диаграммы (либо участки диаграмм), искажение которых вызвано перечисленными выше причинами, либо плохим качеством проведения каротажа, должны отбраковываться при приемке материалов и не могут быть использованы для литофациального анализа.Однако нередко некачественными считаются диаграммы ГИС, которые дают отклонения, не увязывающиеся с общепринятым пониманием геофизических характеристик пород. Чаще всегоэто происходит в диаграмме МВК. Причиной этому являетсячасто наблюдаемая неповторяемость во времени кривых МБК, что служит поводом недооценки информативности этого метода.Известно, что зонды МБК имеют небольшую глубинность исследований 10 см) и регистрируют сопротивление прискважинной зоны пласта, наиболее промытой фильтратом глинистого раствора. Остаточная водо- и нефтегазонасыщенность промытой зоны являются функцией пористости, проницаемости и объема фильтрата промывочной жидкости, прошедшегочерез пласт до момента замеров, проведенных МБК, а, следовательно, времени, прошедшего с момента вскрытия до каротажа. Отсюда и изменение значений кажущихся сопротивлений и конфигурации кривых МБК во времени. Опыты показали, что наибольшее изменение наблюдается в первые часы и дни после вскрытия среднепористых (kn~10-15%) пород. Стабилизацияначинается спустя 5-10 сут., однако наиболее промытой (и, следовательно, стабильной) прискважинная зона пласта является спустя 2 мес. с момента его вскрытия. Следует добавить, что дополнительными факторами, влияющими на описанный процесс, является стабильность и свойства промывочной жидкости и глинистой корки.Объективной причиной затруднений при определении литотипов является нефтегазонасыщенность коллектооов. Пласты, насыщенные углеводородами, характеризуются повышенными сопротивлениями на кривых БКЗ, БК, ИК, иногда МБК, уменьшением амплитуды отрицательной аномалии ПС; содержание газа иногда существенно повышает величину вторичной гамма-активности, а в рыхлых отложениях и в случаях ABΠД - величину ΔΤ. Поэтому литофациальный анализ по данным ГИС может быть достоверным только при условии предварительного расчленения разреза по водонефтегазонасыщению.Необходимо коротко остановиться на вопросе стандартизации диаграмм каротажа. Методы стандартизации (по опорным пластам, по тренд-анализу и др.) уже в своей идее несут нивелировку отклонений от стандарта, а ледовательно, потерю дополнительной информации о вещественном составе пород. Поэтому для литологического расчленения разрезов необходимо использовать диаграммы каротажа, не прошедшие через искусственную стандартизацию.По выбранному комплексу кривых каротажа строятся сводные диаграммы для интервалов изучаемого объекта в последовательности, удобной для проведения литофациального анализа. Перед построением сводных диаграмм кривые каротажа надо привязать к единой глубине. Правильная увязка кривых между собой является одним из главных условийдостоверности интерпретации данных комплекса ГИС. Этоособенно важно для разрезов, представленных тонким (h<4 м) переслаиванием пластов разной литологии. Ошибки в сопоставлении кривых каротажа по глубине могут быть источником крупных ошибок в интерпретации. В связи с разным весом каротажных приборов, разной растяжкой кабеля глубины залегания пластов, фиксируемые кривыми ГИС, могут отличаться на 4 м и более. Для увязки их между собой необходимовыбрать в разрезе опорные пласты с однозначной и четкойгеофизической характеристикой по всем видам каротажа. Такими пластами являются: пласты глин большой мощности (более 2 м); песчаников, однородных по своему составу; известняков микритовых высокого сопротивления с низкими значениями ΔΤ; ангидритов, солей и т.п. Если в преобладающем большинстве четко выделенных пластов показания не противоречат друг другу, привязка диаграмм завершена. Несовпадающие показания комплекса ГИС свидетельствуют либо онеправильной увязке кривых между собой, либо о нестандартном, с точки зрения литологии, разрезе. В преобладающем большинстве случаев в любом нестандартном разрезе можно отыскать один-два пласта с общеизвестными геофизическими характеристиками в исследуемом интервале, выше либо ниже него, которые могут служить реперами.Для детального диалогического расчленения необходимо разделить разрез на геологические пласты. При этом следует иметь в виду, что подобное разделение по комплексу ГКС является в определенной мере условным, так как методы каротажа имеют разную расчленяющую способность по вертикали, которая близка к 0,2 м. В естественном залегании геологические слои могут иметь миллиметровые толщины. Таким образом, в промежутке между источником и приемником данного прибора (т.е. размера зонда) в процессе замера происходит сложное интегрирование значений параметров всех слоев. В англоязычной литературе это называется электропластом, что не совсем точно, если говорить о породах, замеряемых комплексом разных методов ГИС. Под геологическим пластом будем условно понимать однородный по электрическим, радиоактивным, акустическим и другим физическим свойствам участок разреза. Разделение разреза скважин на геологические пласты по данным ГИС требует выполнения следующих процедур:1. Кривая бокового микрокаротажа, либо бокового каротажа разделяется на участки однородные по электрическому сопротивлению. Однородным будем считать участок разреза, значения pк мбк в котором отличается не более, чем на 10-25%. Выделяется подошва и кровля пластов на уровне 1/3 от основания кривой.2. По данным кавернометрии, нейтронного, акустического, гамма-каротажа проводится корректировка границ пластов. Если в пределах выделенных границ какой-либо из перечисленных методов фиксирует изменение значений геофизических параметров больше, чем на 10-25%, выделяются дополнительные границы до тех пор, пока в пределах участка толщиной, равной 1 м или более, показатели будут однородными.Значения параметров пластов определяются как средневзвешенные по мощности величины рκ, Ιγ, Ιηγ, ΔΤ, dc в пределах границ пласта. Средневзвешенную величину молено определять визуально.На сводные диаграммы каротажа наносится вся имеющаяся геологическая информация: результаты анализов керна стратиграфия, литология, данные испытания и исследования скважин, гидрогеологических исследований и др. Комплексная геологическая и геофизическая информация является основой для проведения литофациального анализа [11].4.2. Использование керновой информацииФактическим материалом-основой для определения литотипов по данным ГИС является детальное исследование керна. Достоверность геофизических определений зависит от степени изученности пород. Однако даже при большой степени изученности керна не отпадает необходимость в геофизических определениях, так как керновая информация дискретная, а геофизическая непрерывна.Изучение литологического состава пород по керну в нефтегазоносных разрезах чаще всего проводится по следующей схеме. Макроскопическое описание керна обычно проводится дважды: первичное непосредственно при отборе керна, повторное - в лаборатории при детальном исследовании пород. При интерпретации данных ГИС первая и вторая информацииявляются важными, так как содержат взаимодополняющие элементы. Так, при первичном описании керна более достоверной является информация о цвете породы, последовательности литологических разностей по вертикали, контактах между ними, насыщении водой и нефтью и др. В процессе дальнейшего хранения керна эти данные обычно теряются, так как керн в лаборатории поступает зачастую не полный. Однако описание пород, поступивших из лаборатории (минеральный состав, структура, текстура породы, включения, состав цемента, морфологические и гранулометрические особенности) более достоверно. Поэтому, при интерпретации данных ГИС необходимо использовать все имеющиеся сведения о породе.Из макроскопического описания следует обращать внимание на цвет, структуру, дополнительные включения минералов, обломочных пород, заполнители трещин и т.п. Акцессорные (дополнительные) включения минералов, обломков пород, растительных остатков могут быть причиной аномальных показаниях на диаграммах ГИС и служить характерными коррелятивами.Микроскопическое изучение пород по шлифам дает информацию о вещественном составе, размере и форме зерен породообразующих минералов, степени их вторичного преобразования, соотношении между зернами и цементом, структуре порового пространства, включениях акцессорныхминералов.Лабораторные исследования керна с целью литологическойхарактеристики пород включают определения: размеров зерен песчано-алевритовых пород (гранулометрический анализ), степени карбонатности, минерального состава глин (рентгеноструктурный, термический анализ, электронная микроскопия), минерального состава всех литотипов (химический анализ). В последнее время развиваются ядерно-физические методы лабораторных анализов керна и шлама, позволяющие определять элементный состав горных пород. Применение этих методов весьма важно при изучении литологии пород; так как дает достоверную фактографическую основу для литофациального анализа по данным ГИС. Методы гамма-спектрометрии естественного излучения позволяют определять концентрацию тория, урана и изотопа 40K. Нейтронно-активационный анализ дает возможность определять в образцах пород содержание S1O2 и ΑΙ2Ο3. Содержание кальция и железа можноустановить при помощи рентгенометрического анализа на анализаторе PPK-103. Перечисленные виды лабораторных исследований керна и шлама являются экспрессными и в ряде случаев могут заменить трудоемкий химический анализ пород. При использовании керновой информации для литофацального анализа по данным ГИС важную роль играет увязка этих двух видов информации. Привязка глубин отбора керна к диаграммам каротажа заключается в сопоставлении колонки керна с колонкой пластов, построенной по комплексу диаграмм каротажа в интервале отбора с возможным сдвигом глубинывверх или вниз на заданное число метров. Изменение глубиныотдельных интервалов возможно только при дискретном отборе, при сплошном - возможен сдвиг только всей колонки наодинаковое число метров. Причиной погрешности в определении глубины первоначального залегания отобранных пород может быть ошибка в промере бурильных труб. Величина подобной ошибки редко превышает 2 м. Колебания в отметках границ пластов на разных видах каротажных диаграмм из-заразличия растяжки кабеля в основном находятся в пределах ± 4 м. Поэтому допустимые отклонения глубины отбора керна от границ соответствующего ему пласта на диаграмме в общем случае не должны превышать ±6 м. Для осуществления привязки керна к диаграммам ГИС необходимо выполнить следующее.Во-первых, для интервала отбора керна построить литологическую колонку в вертикал масштабе 1:200 по описаниям керна (первичным и вторичным) с учетом петрографических исследований. В колонке должны быть нанесены все встреченные литологические разности пород в соответствии с выносом керна (в метрах) и оставлены пустыми интервалы, где порода не поднята. Рядом с колонкой наносятся лабораторные данные о коллекторских и физических свойствах пород.Во-вторых, построенную колонку сопоставить по глубине со сводной диаграммой ГИС.В-третьих, передвигая колонку вверх и вниз на 6 м проверти поиск характерных пластов: глин, песчаников, известняков, которые хорошо видны на диаграммах каротажа. При этом возможны три ситуации:1. Один или несколько пластов в керновой колонке совпадают с данными ГИС по метражу и последовательности их залегания. Можно считать, что керн привязан к каротажу удовлетворительно.2. Ни один из кусков керна не находит места на каротаже, однако куски малые, менее 0,5 м, а на каротаже виден тонкослоистый разрез (чередование пластов разного сопротивления мощностью менее 0,4 м). Дается заключение о частичной привязке керна, а это означает, что можно характеризовать литологические разности пород по керну, но не следует сопоставлять их параметры с данными ГИС.3. Данные керна не соответствуют показаниям каротажа породы стандартные, их хорошо можно опознать по кривым ГИС. В этом случае можно сделать заключение об ошибке в записи глубины отбора керна.Для дальнейших исследований можно использовать толькоданные керна, соответствующий первой и второй ситуациям. Важным является вопрос о достаточном и необходимом количестве керновой информации. Преломив методику оптимизации отбора керна для оценки параметров к подсчету запасов, можно сказать, что достаточной является одноразовая освещенность керновым материалом каждой встречаемой вразрезе литологической разности пород. При этом суммарнаядлина керновой колонки должна равняться ~ 3 м (учитывается двойная длина керна, необходимого для проведения всех видов анализов). Следовательно, необходимым и достаточным количеством керна, обеспечивающим достоверное определение литотипов по данным ГИС, является S=K*3 м, где К - число литотипов, встречаемых в разрезе.4.3. Петрофизические предпосылки использования данных ГИС для литофациального анализа терригенных разрезовОпределение условий осадконакопления по данным ГИС предполагает всесторонние петрофизические исследования и выявление закономерностей изменения геофизических характеристик в связи с коллекторскими свойствами пород. Одним из основных и наиболее сложных вопросов в этом аспекте является изучение взаимосвязей пористости, глинистости, удельного электрического сопротивления, потенциалов поляризации.В работах [3-5] установлено влияние массовой (Сгл) и относительной (η) глинистости на пористость песчано-глинистых пород. При построении графиков, иллюстрирующих закономерности, связывающие эти параметры (рис. 6), использованы формулы:где kп - пористость песчаника, содержащего глинистый цемент; kп.п - пористость чистого (без глин) песчаника; Кп.гл - пористость глин; kгл -объемная глинистость, равная Сгл (1 - kп). Рис. 6. Графики зависимостей пористости от весовой и относительной глинистости песчано-глинистых пород: а – расчетные, б – для реальных геологических объектов; 1 – хорошие коллекторы; 2 – средние и плохие коллекторы; 3 – неколлекторы; 4 – граница между областями А и Б; цифры в кружках: 1 – очень хороший коллектор; 2 – коллектор; 3 – разные области коллекторов [11].Расчетные графики kп=(Сгл) для различных kп.п показывают закономерное снижение kп с ростом Сгл до некоторого граничного значения соответствующего породе, в которой все пространство между скелетными зернами оказывается заполненным глинистым материалом с пористостью kп.гл. Эта порода примерно отвечает границе коллектор - неколлектор. Ей соответствуют также граничные значения: Пористость такой породы определяется выражениями: Области значения kп (kп.п>kп>kп.гл) и Сгл (0>Cпл<Сгл.гр)соответствуют при заданных условиях породам-коллекторам. Задаваясь различными kп.п получаем семейство расчетных графиков, доводя их до оси абсцисс. Соединяя на этих графиках точки с одинаковыми значениями ηгл получим другое семейство для различных ηгл=const.Вариации начального kп.п отражают влияние следующих факторов на величину пористости пород: плотности упаковки зерен, зависящей от глубины залегания H и геологического возраста (степени эпигенетических преобразований) Тгеол; степени отсортированности скелетных зерен по размеру. Очевидно, что с ростом Н, Тгеол и ухудшением степени отсортированности зерен kп.п уменьшается. Наложение реальных точек для различных образцов или пластов из рассматриваемого геологического объекта на полученное семейство взаимно пересекающихся кривых позволяет отметить следующие основные закономерности (см. рис. 6, б). Наблюдаемое значение kп=kп.гл отражает коэффициент пористости глин в изучаемом участке разреза, характерный для глин, расположенных на определенной глубине и имеющих определенный возраст в соответствии с известными общими законами уплотнения глин с глубиной и возрастом.Рассмотрим литотипы, характерные для каждой из рассмотренных областей.Литотип 1 - чистый песчаник (песок или алевролит) с Сгл=0 и kп= kп.п. Величина kп зависит от степени уплотнения каркаса, степени отсортированности и окатанности зерен.Литотип 2 - песчаник (песок), алевролит (алеврит), коллектор от хорошего до плохого с различной глинистостью Сгл от очень низкой (2-3%) до критической (граничной), делающей породу неколлектором. Глинистость рассеяния является главным фактором изменения (уменьшения) kп и kпр.Литотип 3 - песчаник, алевролит, неколлектор с глинистым материалом, полностью занимающим пространство между зернами. Поскольку геостатическая нагрузка, приходившаяся ранее (при Сгл = Сгл.гр) на каркас скелетных зерен, теперь приходится на глинистый материал, последний уплотняется, изменяя свою пористость от величины kп,гл свободно подвешенного глинистого цемента, не испытывающего геостатической нагрузки, до минимальной kп.гл, примерно соответствующей пористости нормально уплотненной глины данного возраста, минералогии и глубины залегания.Литотип 4 - соответствует вначале сильноглинистым песчаникам и алевролитам, а с дальнейшим ростом глинистости - песчано-алевритовым глинам. Зерна песчаные и алевритовые "плавают" в глинистом материале и разобщены им. Глинистый материал предельно (для заданных условий) уплотнен, поэтому ηгл и kп.гл почти не меняются, если только с ростом Crл не появляются новые факторы - изменение минерального состава глин и др.Рассмотрим, как меняется характер связи kп=f(СГл) в масштабе сложной комплексности факторов "глубина - геологическое время". Предпосылкой для такого анализа являются обобщенные графики изменения пористости слабо глинистых песчаников и алевролитов (коллекторов) и глин с глубиной - временем (рис. 7).С ростом H и Тгеол уменьшаются: максимальная (скелетная) пористость песчаников (kп=kп.max) граничная пористость (kп.гр), пористость глин (kп.гл), но "темп" изменения kп.ск, kп.тр и kп.гл различный. Пористость глин меняется быстрее, причем для очень молодых и слабо уплотненных пород kп.гл > kп.п., затем эти значения сближаются и в широком диапазоне H и Тгеол отличаются несущественно. На больших глубинах kп.гл становится меньше kп.п, причем различие растет с ростом H и Тгеол. Существует зона инверсии, разделяющая области с kп.гл> kп.п и kп.гл < kп.п.А вот что происходит со связью kп=f(СГл). Для молодых ислабоуплотненных пород значения ка в области А и Б отличаются мало, возможны даже разрезы, где область Б будет несколько выше области А. Граничные значения ηгр невелики (0,2-0,3), поскольку глинистый цемент очень рыхлый и достаточно небольшого количества его, чтобы сделать породу неколлектором (см. рис. 7). С ростом H и Тгеол зона Б "погружается" интенсивнее зоны А и для условий большинства нефтегазоносных месторождений располагается ниже зоны А. Растет ηгл, достигая для наиболее древних отложений значений 0,6-0,7, поскольку kп.гл для цемента снижается и требуется все большее количество глины, чтобы сделать породу неколлектором. Закономерно снижаются kп.ск, kп.гл, kп и наиболее уплотненных пород, соответствующих пограничной зоне между А и Б. Граница между А и Б постепенно смещается в области более низких значений Сгл.А)Б)Рис. 7. А) Изменение с глубиной и геологическим временем пористости (а) и вида петрофизических зависимостей (б-г): 1, 2 – области развития неколлекторов и коллекторов соответственно; 3 – граница между областями А и Б. Б) Кривые связи относительной амплитуды собственной поляризации с относительной глинистостью [11].Рассмотрим теперь основные закономерности связей относительной амплитуды собственной поляризации αсп и удельного сопротивления пород ρп.в полностью водонасыщенных (водоносных коллекторов и неколлекторов) с глинистостью и пористостью с учетом изложенного выше.Известно [5], что αсп наиболее тесно (если не считать приведенной емкости обмена qп связана с относительной глинистостью ηгл. Характер связи монотонный - αсп закономерно снижается с ростом ηгг, достигая нуля при ηгл= ηгл max (для данного разреза). Существуют три варианта связи αсп и ηгл, которые мы в свое время называли условно: Южно-Уральский (i), Западно-Сибирский (2), Сахалинский (3) (рис. 7б). Переход от условий 1 к условиям 3 характеризуется ростом активности глинистого материала и снижением минерализации пластовой воды, при этом увеличивается отношение qп/Сгл, характеризующее долю связанных катинов в общем балансе ионов.Условиям 1 соответствует "выпуклая" связь αсп и ηгл, для нее характерны медленное изменение αсп с ростом ηгл в области коллекторов и быстрое с переходом к неколлекторам. Для условий 2 характерна близость связи к прямой, соединяющей точки с координатами: αсп=1, ηгл=0 и αсп=0, ηгл=ηгл max с небольшой выпуклостью или вогнутостью. Темп снижения αсп с ростом ηгл почти одинаковый во всем диапазоне изменения.Для условий 3 зависимость вогнутая, в области коллекторов. Темп снижения αсп. высокий, с переходом к неколлекторам он заметно снижается.Условия 1 - глинистый материал каолиново-гидрослюдистый, без смешаннослойных глинистых минералов. Условия 2 - глинистый материал гидрослюдистый с появлением смешаннослойных гидрослюд и монтмориллонита, Cв = 10*40 г/л. Условия 3 - глинистый материал преимущественно монтмориллонит и гидрослюда с преобладанием смешаннослойных минералов, CB=10г/л.Важной особенностью связи αсп и ηгл является то, что основное изменение αсп происходит в области А, где ηгл изменяется от 0 до значений, характерных глинистым песчаникам и алевролитам с предельно уплотненным для условий изучаемого разреза глинистым материалом. В области Б изменение ηгл, а, следовательно, и αсп почти не происходит, тогда как Сгл продолжает расти. Этим объясняется хорошо известный для интерпретаторов факт, что показания СП для пород с существенно различным Сгл (плотные глинистые песчаники и алевролиты, песчаные глины и чистые глины) максимальные и соответствуют линии глин, тогда как показания ГК в этих породах, пропорциональные kгл, будут существенно отличаться.Закономерности связи αсп и ηгл объясняют особенности связи αсп c kп (если она существует). Связь αсп c kп нередко достаточно тесная, наблюдается для тех терригенных разрезов, в которых пористость снижается с ростом глинистости. Она характерна для песчаников и алевролитов, коллекторов и неколлекторов с расслоенной глинистостью при устойчивом минеральном составе глинистого материала и мало меняющейся по разрезу минерализации пластовых вод.Для этой связи характерно наличие трех зон: 1) область низких kп n, в которой αсп близко к нулю (это область Б); 2) область средних kп, в которую входят коллекторы и неколлекторы, в этой области kп закономерно растет с уменьшением глинистости; она соответствует большей части области А, внутри нее проходит граница коллектор-неколлектор (kп= kп.гр); 3) область высоких kп, в которой αсп = и практически не меняется с изменением kп, это породы слабоглинистые и неглинистые, для которых kп меняется, в основном, благодаря изменению степени отсортированности зерен и степени их окатанности (степень приближения формы зерен к сферической). На графике зависимости kп=f(СГл) это точки, расположенные на оси ординат или вблизи нее (при ηгл < 0,05).Наличие третьей области и является главным недостатком методики использования ПС для определения kп даже для тех разрезов, где имеются благоприятные условия для оценки kп по αсп. Заметим, что при использовании СП для фациального анализа надо иметь ввиду, что песчаники и алевролиты с присутствием неактивного цемента (карбонатный, силикатный) соответствуют αсп, близким к единице, в то время как эти породы являются плотными неколлекторами. В этой ситуации выручают методы пористости - AK, HK, ГГК, микрозондирование, которые позволяют однозначно отнести эти породы к неколлекторам.Особенности связи αсп и ηгл для разрезов, содержащих продуктивные коллекторы с рассеянной глинистостью, а также для слоистых глинистых коллекторов рассмотрены в работе [5]. Интересно, что в слоистых разрезах наблюдаются те же три типа связей, которые установлены для пород с рассеянной глинистостью.Рассмотрим особенности сопоставления рп.в и Сгл (умышленно не используем слово "связь"). Под рп.в подразумевается удельное сопротивление полностью водонасыщенной породы - коллектора, неколлектора и глины. Обширные данные экспериментов, а также результаты расчетов, полученные в различное время Н.А. Перьковым и авторами, позволяют установить следующее (см. рис. 7, в).Вся область сопоставления рп.в и Сгл разбивается на две зоны, соответствующие рассмотренным выше зонам А и Б. Максимум рп,в соответствует породам, приуроченным к "пограничной полосе" между литотипами 3 и 4 - ему соответствует область минимальных значенийВ зависимости от H и Тгеол меняется соотношение рп.в коллекторов и ргл. Для молодых и неглубокозалегающих пород рп.в коллекторов и ргл близки, возможны даже соотношения рп.в > ргл с небольшим различием (см. рис. 7, в). По мере роста H и Тгеол рп.в и ргл растут благодаря уменьшению kn тех и других, но поскольку снижение рп.гл с ростом H и Тгеол происходит интенсивнее, начиная с некоторых H и Тгеол, Ргл начинает заметно превосходить рп.в. Наиболее разительный контраст ргл и рп.в будет для наиболее древних отложений, где глины становятся аргиллитами с рп.гл < 5%. Этот контраст подчеркивается еще тем обстоятельством, что для этих отложений существенно отличаются сопротивления пластовых вод в коллекторах и глинах: коллекторы чаще всего насыщены высоко минерализованными водами (> 100 г/л), тогда как ρ "воды" в порах плотной глины является почти постоянным и равно удельному сопротивлению связанной воды, т.е. 0,3-0,35 Ом*м (Б.А. Александров, Б.Ю. Вендельштейн).Из рассмотренной картины будут выпадать точки, соответствующие как коллекторам, так и неколлекторам, содержащим кроме глинистого цемента силикатный и карбонатный; ρ таких пород, как правило, выше ρ пород с аналогичной глинистостью, не содержащих силикатного и карбонатного материала.Для анализа всей совокупности значений ρ пород, включая продуктивные коллекторы, целесообразно сопоставление рп с kп, рассмотренное в работах [4-6] с использованием в качестве дифференцирующего параметра относительного водонасыщения где - коэффициент водонасыщения, kв.о. – коэффициент остаточного водонасыщения пород.Сопоставление kп и Сгл для изучаемого геологического разреза можно использовать в качестве базового при анализе различных кросс-плотов, в которых сопоставляются пары значений различных геофизических параметров с целью литологического расчленения разрезов. Например, для разделения на литотипы песчаников с небольшим содержанием глинистой компоненты (Сгл<10%) по комплексу ГИС используются методы МБК, ГК, AK. Попарное сопоставление параметров этих методов позволяет различать 12 разновидностей пород (рис. 1). Очевидно, что без предварительного анализа зависимости kп=f(СГл), позволяющего выяснить степень глинистости разреза, подобное расчленение проводить затруднительно, так как неучет Сгл создает слишком много степеней свободы.В заключение дадим обобщенную картину расположения в системе координат kп=f(СГл) различных литотипов, которые могут встретиться в терригенном разрезе (рис. 8). Рис. 8. Расположение в системе координат kп=f(Сгл) разных литотипов (терригенный разрез). Песчаники: 1 – неглинистые, 2 – слабо глинистые; 3 – плохо сортированные; 4 – субколлекторы; 5 – с карбонатным и силикатным цементом; 6 – низкопористые; 7 – брекчии и конгломераты (коллекторы и неколлекторы); 8 – плотные породы высокого сопротивления; 9 – алевролиты, глинистые алевролиты; 10 – плотные алевролиты [11].К дополнительным литотипам, которые ранее не рассматривались или упоминались вскользь, относятся:песчаники, алевролиты с карбонатным или силикатным, или смешанным (карбонатно-глинистым, силикатно-глинистым) цементом, имеющие на кривых ПС и ГК характеристику чистых коллекторов, но характеризуемые низким kп на диаграммах методов пористости (см. рис. 8, зона 7);песчаники, алевролиты, содержащие крупные частицы (гравий, гальку) или просто конгломерат, или брекчия с небольшим количеством песчано-алевритового и глинистого материала. Эти породы имеют низкую пористость, невысокую или среднюю глинистость, могут иметь высокую проницаемость, на кавернограмме dc > dн (по Η.Я. Зеньковскому);субколлекторы (по П.Е. Эйдману), квазиколлекторы (по В.Н. Дахнову), породы занимающие промежуточное положение между коллекторами и литологическими экранами по величине коэффициента проницаемости (см. рис. 8, зона 4).4.4. Методика седиментологического анализа по данным ГИС при поисках, разведке и разработке коллекторов нефти и газаОпределение условий седиментации пород по комплексу геофизических исследований скважин включает следующие процедуры.1. По петрографическим описаниям керна, парагенезу литотипов и другим геологическим показателям делается предварительный вывод о возможных условиях седиментации пород. В случаях хорошей освещенности разреза керном и при квалифицированной обработке и интерпретации данных литолигом-седиментологом, эти определения являются достоверными. Однако в условиях полифациальных разрезов и частой смене фаций по вертикали и латерали их нельзя интерполировать за пределы интервалов отбора керна и околоскважинного пространства. Эти определения необходимо использовать как базисные для интерпретации данных ГИС. 2. По сводным диаграммам комплекса ГИС разрез делится на отдельные литотипы и определяется формационная принадлежность песчаников и глин по их вещественному составу, структуре, текстуре и другим показателям.3. Из последовательного ряда пластов формируются сообщества, характеризующие трансгрессивные и регрессивные этапы осадконакопления. К трансгрессивным осадкам относятся глины преимущественно монтмориллонитового или гидрослюдистого состава, известняки с микритовой, либо алевритовой структурой, алевролиты с прослоями монтмориллонитовых глин низкого сопротивления. К периодам относительных регрессий относятся скопления песчаных тел кварцевого или кварц-полевошпатового состава, алевропесчаные разности пород, глины преимущественно гидрослюдистого состава. О полной регрессии моря и континентальном режиме седиментации свидетельствуют (в гумидной обстановке) углистые глины (аргиллиты), угли, полевошпат-кварцевые разности песчаников, алевролитов с повышенной радиоактивностью.В аридном климате при размыве интрузивных тел кислого состава и недалекой области сноса - обилие калиевых полевых шпатов, граувакков, ожелезнение пород и т.п. Особую область занимают эвапориты – солесодержащие породы, гипсы, ангидриты, свидетельствующие о лагунном мелкозаливном периоде седиментации, а также рифогенные породы, образование которых связано с окраиной мелководного шельфа в чистом теплом море, способствовавшем развитию рифостроящих организмов [12, 13, 19].Расчленение разреза на трансгрессивные и регрессивные комплексы позволяет установить цикличность в осадконакоплении - повторяющейся смене наступления и отступления моря. Это способствует лучшему пониманию процесса седиментации и выявлению его прерывистости. Цикличность фиксируется комплексом ГИС во времени постепенных изменений геофизических параметров, характеризующих отдельные литотипы (например, песчаников). Для каждого комплекса (или цикла) по сводным диаграммам каротажа осуществляется поиск основных генетических признаков пород, таких как вещественный состав, парагенезис литотипов, структура песчаников, глин, карбонатов, текстура сообществ ("пачек"), форма соотношения пластов с разной литологией, песчанистость, выдержанность по площади отдельных литотипов и др. Сообществам пород присваивается формационная принадлежность. Результатом является воспроизведение истории геологического развития территории в пределах пробуренных скважин. Это дает исходную информацию для сопоставления разрезов в межскважинном пространстве.4. Корреляция разрезов является главным действием при изучении геологического строения района. В практике геологических работ корреляция разрезов проводится непрерывно на всех этапах по мере накопления фактического материала. Она является основой палеогеологических реконструкций, структурных построений по данным бурения и наземных геофизических методов, сейсмостратиграфического анализа. Корреляция стратиграфических, литологических комплексов пород проводится на базе седиментологического анализа по данным ГИС с привлечением биостратиграфических, минералого-петрографических, литолого-седиментологических исследований керна.Для сопоставления комплексов важно выбрать устойчивые коррелятивы. Ими являются: пласты трансгрессивных глин, микритовых известняков, пласты песчаников, имеющих большую мощность и устойчивую характеристику на диаграммах комплекса ГИС, трансгрессивно-регрессивные циклы, выделяемые по комплексу ГИС и др. Подобный подход к корреляции разрезов существенно снижает вероятность ошибок при трассировании коллектров, следовательно повышает успешность разведки и разработки месторождений нефти и газа. 5. Следующим действием седиментологического анализа по данным ГИС является изучение морфологии геологических тел, вмещающих коллекторы, а именно построение карт распространения песчаников, палеогеологические построения и т.п., которые позволяют сделать окончательные выводы о генетической принадлежности пород и выполнить прогноз коллекторов. В общем объеме работ по прогнозированию геологических, разрезов с целью поисков месторождений нефти и газа выделяются этапы регионального, зонального и локального прогнозов. Каждый этап отличается задачами и степенью информативности о геологическом разрезе, определяющую возможность выполнения поставленных задач. Соответственно методика проведения формационно-фациального анализа с целью поисков закономерностей распространения коллекторов нефти и газа имеет некоторые различия на разных этапах геологических работ. Эти различия заключаются в масштабности исследований: региональный этап предусматривает изучение, истории геологического развития крупных комплексов осадочных пород во временном исчислении (например, эры, периода), зональный - в пределах эпохи, века, локальный - горизонтов, свит, или даже отдельных песчаных пластов.В практике геологопоисковых и разведочных работ в настоящее время локальный прогноз часто опережает процесс детального изучения условий седиментации района в целом, что отрицательно отражается на результатах поисков и разведки. Поэтому при локальном прогнозе целесообразно выполнять отдельные компоненты, касающиеся генетической характеристики объектов поисков, вне зависимости от сроков проведения регионального и зонального прогнозов. Следует отметить, что этапы прогнозирования геологических разрезов различаются также по количеству информации о поисковом объекте (число пробуренных скважин на единицу площади, объемы и степень изучения каменного материала и т.п.). На этапе регионального исследования иформации обычно мало, что затрудняет осуществление детального прогноза развития коллекторов. Больше всего сведений о разрезе получают на этапе эксплуатации месторождения, что позволяет осуществлять детальные попластовые построения.4.5. Комплексирование методов ГИС и сейсморазведки для определения условий осадконакопления Повышение достоверности определения условий осадконакопления возможно путем комплексного анализа данных геологических и геофизических (скважинных и наземных) методов. Однако, главной проблемой такого подхода является разномасштабность измерений полевых геофизических методов, ГИС и анализов керна. Общность конечного результата построение историко-геологической модели, создала предпосылки для разработки идеологии комплексирования сейсмостратиграфии и историко-геологического анализа данных ГИС.Практически реализация этих предпосылок стала возможной при проведении работ по доразведке месторождений, когда появилась возможность данные детальной сейсморазведки сопоставлять с большим объемом промыслово-геофизической информации.При этом направленность детализационных исследований на изучение малоразмерных объектов, выделяемых на пределе разрешающей способности сейсморазведки, требовала дополнительной информации для обоснования геологических моделей.В этих условиях развитие методики комплексной интерпретации, в особенности при решении задач оптимизации разработки месторождений, естественным образом пошло по пути значительного углубления геологической интерпретации данных ГИС.На основе обобщения результатов этих исследований и опыта комплексной интерпретации геологической информациии данных сейсморазведки и ГИС для решения задач доразведки и разработки ряда нефтяных и газовых месторождений можно использовать схему сейсмостратиграфического прогнозирования перспективных объектов в комплексе с данными ГИС [9].1. Историко-геологический подход при анализе как данных сейсморазведки, так и данных ГИС.2. Построение каркаса историко-геологической модели в первую очередь по геологической информации и данным сейсморазведки, а затем переход на этой основе к детализации модели по данным геологической интерпретации материалов ГИС.3. Сопоставление результатов интерпретации разномасштабных методов (геологических, сейсморазведки, ГИС) в едином масштабе измерений историко-геологических моделей. Такими моделями являются прежде всего тектонические, палеогеографические, палеогеоморфологические условия формирования геологического разреза.Такой методический подход делает необходимым при анализе данных ГИС последовательно переходить от стратиграфической к детальной стратиграфической и затем к литологической корреляции, фациальному анализу и далее, опираясь на данные сейсморазведки, интерполировать (прогнозировать) распространение в пространстве фациальных обстановок и обусловленных ими особенностей строения коллекторов нефти и газа, их фильтрационно-емкостных свойств (или тенденции их изменения) с детальностью в благоприятных случаях, близкой к деятельности методов ГИС по вертикали.Процесс комплексной интерпретации, в соответствии с описанными выше ключевыми моментами, разделяется на ряд этапов.1. Выяснение закономерности строения разреза по данным сейсморазведки, ГИС и геологии.2. Разработка историко-геологической модели.3. Детализация строения разреза по углубленной геологической интерпретацией данных сейсморазведки и ГИС.4. Корректировка историко-геологической модели.5. Количественная оценка геолого-геофизических параметров.6. Прогнозирование перспективных объектов.7. Проверка достоверности геологической модели.8. Формирование рекомендаций геологической службе.На первых двух этапах работ по схеме преобладающее информативное значение имеет сейсморазведка, данные геологических исследований и в меньшей мере данные ГИС. На последующих этапах роль ГИС существенно возрастает.Поскольку процесс создания историко-геологической модели является итеративным, то на разных этапах доля сейсмической, каротажной и геологической информации, т.е. их вес, зависит от конкретной обстановки осадконакопления, полноты и качества материалов и многих других факторов.На первом этапе выявляются общие закономерности строения разреза. Задача решается главным образом средствами сейсмостратиграфического прогнозирования геологического разреза и анализа данных региональных геологических работ. На данном этапе выделяются и анализируются сейсмические комплексы и фации (подразделения сейсмического разреза крупного ранга). Анализируются границы подразделений с целью выявления несогласий, анализа распределения границ по площади. В результате сейсмостратиграфического анализа выявляются стратиграфические несогласия, выклинивания, постседиментационные образования и т.д.Поскольку сейсмические комплексы характеризуются, главным образом, с точки зрения тектонического режима и палеогеографических условий седиментации, то главными задачами являются палеотектонический и палеогеографический анализ. В результате расшифровываются тектонические условия осадконакопления, оцениваются глубины бассейна седиментации, его гидродинамика, положения областей сноса.По кривым каротажа, вынесенным на временные разрезы, уточняется корреляция границ стратиграфических комплексов, перерывов в осадконакоплении, которые в случаях снижения энергии осадконакопления отражаются в виде пластов тонкодисперсных глин, хемогенных, выдержанных по площади пластов известняков, углей и т.д. (реперные горизонты). Стратиграфические границы сопоставляются с выделенными границами сейсмофациальных комплексов и подкомплексов, т.е. границами различного ранга, выделенными в процессе сейсмостратиграфического анализа.Таким образом, проводится взаимная увязка и контроль корреляции сейсмических отражений и кривых каротажа.Анализ толщин, заключенных между реперными горизонтами, позволяет провести различными методами, включая статистические, тектонический анализ по данным каротажа и в ряде случаев по данным каротажа и сейсморазведки [9]. В благоприятных случаях удается выделить границы выравнивания и оценить характер влияния тектонического режима на осадконакопление. Результаты статистического анализа толщин следует контролировать анализом карт толщин комплексов, которые позволяют изучить тенденции изменения толщйн по площади. Важным элементом данного этапа является анализ карт свойств реперных пластов глин (толщины, физические свойства по данным каротажа), что позволяет оценить направления сноса обломочного материала, если глины откладывались в результате транспортировки обломочного материала при малых энергиях потока. Сопоставление карт физических свойств глин со структурными картами в ряде случаев позволяет сделать вывод о времени тектонических движений и формирования структур.Вторым этапом является построение каркасной историко- геологической модели. Исходным материалом для этих построений служат результаты исследований первого этапа. При этом важнейшим элементом проверки достоверности модели является логическая связь (не противоречивость) геологических выводов, получаемых на основе анализа всех трех видов данных.Каркасная модель необходима, но не всегда достаточна для перехода к третьему этапу - детализации строения разреза, базирующемуся на стратиграфической, литологической корреляции, фациальном анализе. Для этого этапа характерна углубленная геологическая интерпретация материалов каротажа. В соответствии с методиками [7, 17, 19] интерпретация сейсмических данных на третьем этапе направлена на изучение локальных неоднородностей - сейсмофаций, объектов преимущественно палеогеоморфологического и детального палеогеографического анализа. Начальным шагом в геологической интерпретации данных ГИС на третьем этапе является детальная стратиграфическая корреляция внутри комплексов, которая в значительной мере опирается на результаты исследований первого этапа и каркасную модель, построенную на втором этапе: при равномерном погружении и компенсированном осадконакоплении стратиграфические границы повторяют границы кровли и подошвы комплекса (толщины комплексов, выделенных на первом и втором этапе, выдержаны); при неравномерном (моноклиналь) погружении и компенсированном осадконакоплении стратиграфические границы будут иметь форму поверхностей, расходящихся в сторону увеличения толщин (толщины комплексов равномерно меняются).Как правило, в пределах комплекса имеются свои стратиграфические реперы, соответствующие изменению энергии осадконакопления, но оси менее выдержаны, чем реперы более высокого ранга, выделенные на первом этапе.В терригенных разрезах достаточно надежными средствами выделения элементарных стратиграфических границ могут служить методики построения и анализа геолого-статистических разрезов и изучения цикличности [12]. Изучению цикличности должен предшествовать этап анализа информативности комплекса ГИС на предмет возможности оценки среднего гранулометрического состава и выделения литотипов, что позволяет при изучении цикличности обоснованно учитывать изменение градационной слоистости и строить, парагенетические ряды. Анализы геолого-статистических разрезов и цикличности базируются на представлениях о тектоническом режиме и направлениях сноса обломочного материала.С другой стороны, описанные методические средства третьего этапа позволяют существенно уточнить эти геологические представления.После выделения границ элементарных циклов переходят к литологической корреляции и фациальному анализу. Средствами детального анализа здесь являются изучение морфологии коллекторов (в плане и сечениях), парагенезов (на основе выделяемых литотипов и изучения полноты составляющих циклов), седиментологических признаков.Анализ морфологии тел выполняется на основе план-диаграмм [8] толщин коллекторов и геофизических параметров, для которых доказана связь с пористостью, глинистостью, средним (медианным) размером зерен (например, план-диаграмм кривых ПС, ГК, УЭС водонасыщенных пластов и т.д.).План-диаграммы позволяют сделать пространственную корреляцию и выбрать оптимальные направления для построения геолого-геофизически χ профилей для анализа строения изучаемых объектов (песчаных, карбонатных тел, областей литологического замещения и т.д.).Морфология геологических тел в ряде случаев может служить диагностическим признаком фациальной обстановки, особенностей распределения физических свойств пород в пространстве (например, характера изменения зернистости по вертикали, поперек песчаного тела, в плане и др.). Диагностическими признаками фациальной обстановки являются и характерные литотипы [1, 18]. Кроме того, диагностическими признаками могут быть: характер слоистости по размерам зерен, глинистости, пористости, оцениваемые по показаниям коррелируемых с ними данных геофизических методов; сред ий диаметр зерен; текстура пачек по временной смене литофаций, коэффициенту песчанистости, частоте смены литотипов; физические свойства глин; коэффициенты кластичности и др. [1, 14].При небольших катагенетических изменениях диагностическим признаком может быть и состав глин [18], который определяется по данным гамма-спектрометрии и комплекса ГИС.В пределах выделенных элементарных стратиграфических границ и в целом при известных обстановках осадконакопления для детального фациального анализа возможно использование диагностических признаков по кривым ПС [14].При наличии в районе работ (например, соседние месторождения) доказанных фациальных обстановок можно подобрать характеристики кривых ГИС, являющиеся диагностическими для фациального анализа. В этом случае в первую очередь устанавливаются диагностические признаки для выделения литотипов пород, которые сами по себе характеризуют обстановку осадконакопления. Например, уголь, углистые аргиллиты, сухарные глины (континентальные отложения), соль, гипсы, гипсоангидритовые аргиллиты (лагунные), известняки, мел, доломиты, мергели (морские). Морские глины, как правило, имеют УЭС и радиоактивность ниже, чем континентальные.В целом палеогеоморфологический и фациальный анализы по данным ГИС основаны на выявлении проявления в геофизических полях признаков, используемых геологами (минеральный состав, структура, текстура, особенности распределения по площади и т.д.) [1, 10, 11].Весьма информативными являются палеореконструкции по данным временных разрезов и ГИС. Такой анализ позволяет выделить локальные геологические тела, уточнить особенности тектонического развития района.Полученная на третьем этапе информация, как правило, позволяет построить уточненные палеогеоморфологические, палеогеографические карты, выявить детали тектонического развития. Необходимым результатом анализа является информация об однородности и качестве экранирования глинистых перемычек, перекрывающих и подстилающих элементарные стратиграфические горизонты, которая позволяет оценить возможность гидродинамической связи коллекторов разных циклов. Кроме того, необходимо оценить в пределах циклов наличие и качество вертикальных и наклонных недроницаемых барьеров" являющихся следствием латерального фациального замещения коллекторов. Знание фациальной обстановки и седиментологических закономерностей формирования коллекторов в этих обстановках позволяет с большей вероятностью выполнять межскважинную интерполяцию.Совместно с геологической интерпретацией данных ГИС проводится детальный сейсмостратиграфический анализ, геологическая интерпретация керна. Если геологический объект установлен по данным ГИС и оценено его положение в пространстве, то путем специальных приемов обработки и интерпретации сейсмических данных иногда можно найти способы наиболее четкого его выражения на временных разрезах, и возможно проследить распространение объекта в пространстве. Аналогичным образом для установленных по данным сейсморазведки объектов возможна оценка особенностей их проявления на кривых ГИС с целью последующего их выделения и детализации строения по вертикали.В результате получают ряд геологических гипотез о детальном строении района, базирующихся на данных об его историко-геологическом развитии. Гипотезы проверяют путем сопоставления и оценки непротиворечивости представлений по данным геологии, сейсморазведки, ГИС, т.е. все три вида информации сопоставляют в едином масштабе, геологических моделей.В случае совпадения (непротиворечивости) моделей и их элементов друг с другом и геологическими данными (литология, описание, анализы и интерпретация керна, результаты региональных работ) этап, завершается построением уточненной модели. При наличии противоречий выполняются дополнительные анализ данных ГИС, обработка и интерпретация сейсмических данных, синтезируются профили в оптимальных направлениях (при трехмерной сейсморазведке), чтобы найти на временных разрезах признаки для уверенного прослеживания геологических объектов, доказательства ошибочности при подтверждении модели по данным разных методов.Как правило, диагностические признаки элементов историко-геологического анализа (литотипов, фациальных обстановок, динамики среды и т.д.) являются функцией набора геофизических параметров. Удобной формой представления такой совокупности признаков являются лучевые и линейные диаграммы [10].Четвертый этап - корректировка историко-геологической модели - базируется на информации первых трех этапов. Откорректированная модель дает представление о тектоническом, палеогеоморфологическом, палеогеографическом строении района, характере распространения коллекторов, тенденциях изменения фильтрационно-емкостных свойств в пространстве, наличии и качестве экранов.На полученную таким образом модель накладывается детальная тектоническая модель, получаемая по данным каротажа, сейсморазведки, аэрокосмических исследований.Тектоническая схема дает возможность определить наличие тектонических экранов и обосновать водонефтяные контакты разного уровня. Пятый этап включает исследования по оценке геолого-геофизических параметров, выделению диагностических признаков для прогноза литофациальных зон и перспективных объектов за пределы разбуренного участка. Естественно, в данном случае прогноз возможен, если нет резкой смены фациальной обстановки, например, обучающий участок - континентальные отложения, вне его - морские отложения.На пятом этапе в соответствии с построенной историко-геологической моделью на обучающем участке проводится классификация разреза в плане и по вертикали по фациальным признакам.При достаточном количестве анализов керна могут быть уточнены петрофизические связи с классификацией по обстановкам осадконакопления, что позволяет получить более устойчивые связи геофизических и фильтрационно-ем костных свойств горных пород [10].Затем в пределах выделенных фациальных зон проводится расчет усредненных фильтрационно-емкостных свойств и сейсмических динамических и кинематических параметров. Классификация этих свойств на фациальной основе позволяет получать более устойчивые связи для прогноза на неразбуренных участках по данным сейсморазведки. Статистически оценивается теснота корреляционных связей петрофизических и сейсмических параметров, уточняются особенности волнового поля в различных геологических обстановках, при изменении петрофизических свойств и литологического состава горных пород.На шестом этапе по установленным признакам связи динамических и кинематических сейсмических параметров с данными каротажа и форме сейсмической записи строятся прогнозные карты развития фациальных обстановок, коллекторов, зон литологических замещений, детальное строение которых с большой-степенью вероятности может быть по аналогии взято из обучающего участка по данным каротажа, прогнозные карты распространения фильтрационно-емкостных свойств, контактов флюидов и т.д.На основании этих карт даются рекомендации по проверке прогноза, бурением. На обучающем участке достоверность модели следует проверять бурением уплотняющих скважин, данными контроля разработки, промысловыми данными, проведением специальных исследований (например, закачкой меченых жидкостей и т.д.). Наиболее эффективным способом проверки модели является ретроспективный расчет состояния разработки по соответствующим программам на ЭВМ. Модель на обучающем участке может быть основой для проектирования, анализа и регулирования разработки месторождения, уточнения запасов, составления технологической схемы разработки.Перспективным является сопровождение (уточнение) прогнозной модели по мере разбуривания месторождения. Эти работы имеют небольшую стоимость в силу разработанности методики геологического анализа, но могут дать значительный эффект в результате оперативной выработки рекомендаций по уточнению мест заложения эксплуатационных скважин.Заключая главу, необходимо отметить, что рекомендуемые приемы седиментологического анализа по данным ГИС в практике работ могут варьировать в зависимости от геологических условий и поставленных задач. Так, на этапе региональных поисков отложений, в которых могут содержаться коллекторы нефти и газа, задача состоит в восстановлении истории осадконакопления и дальнейших процессов преобразования пород, которая позволит составить представление о возможных ловушках углеводородов и их промышленной значимости в данном районе. При этом основную роль играет создание целостной картины истории геологического развития района. Главным источником информации являются данные керна, комплекс ГИС и сейсмостратиграфический анализ.На этапе разведки нам уже известен объект и задача состоит в поисках закономерностей распространения коллекторов в зональном и локальном аспектах. Здесь внимание концентрируется на деталях исследуемого объекта, что требует несколько иного подхода к подбору и интерпретации данных.При разработке месторождений скапливается большое количество скважинной и другой информации, что позволяет еще больше детализировать объект, изучать и прослеживать каждый прослой, что необходимо для успешной эксплуатации месторождения. В этом случае особую роль играют методы ГИС, сейсморазведки и их применение может быть весьма разнообразно.В настоящее время еще невозможно дать четкие методические рекомендации применения седиментологического каротажного анализа на разных этапах геологопоисковых и разведочных работ на нефть и газ. Можно лишь отметить, что непременным условием зонального, локального и детализационного прогноза коллекторов поискового объекта является знание условий их седиментации в региональном плане и их место в истории развития района.ЗаключениеГеофизические исследования выполняются в большинстве скважин и являются неотъемлемым этапом геологических, буровых и эксплуатационных работ, проводимых при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений. Для получения разносторонней информации о геологическом строении недр комплексная интерпретация данных ГИС должна охватывать разрезы всех скважин и каждую из них от устья до забоя.В работе показаны большие возможности материалов ГИС при решении многих геологических задач, и в частности – при литолого-стратиграфическом расчленении разрезов скважин и межскважинной корреляции с использованием петрофизической и промыслово-геологической информации.Показано, что геофизические методы вкупе с изучением керна также весьма эффективны при установлении условий осадконакопления и истории геологического развития региона, при оценке построении модели залежи, количественной оценке параметров продуктивных пластов и получении петрофизических зависимостей для подсчета запасов углводородного сырья, разноуровневом прогнозе распространении объектов и выделении наиболее промышленно перспективных зон.Интерпретация материалов ГИС – это творческий процесс, глубина которого зависит от объема фактических сведений об изучаемом геологическом объекте. Современные методы ГИС постоянно обновляются и совершенствуется, поэтому ожидается, что в ближайшем будущем будет возможным получение большего количества важной информации о недрах, что существенно улучшит качество и точность исследования перспективных и разрабатываемых промышленных объектов.Список литературы1. Бабадаглы B.A., Джумагулов А.Д. Современное представление об условиях образования и фациальной зональности дельтовых отложений // Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Обзор. M.: ВИЭМС, 1982. 46 с.2. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. Методика исследований. M.: Мир, 1977. 263 с.3. Венделъштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных н газовых скважин методом собственных потенциалов. M.: Недра, 1966. 206 с.4. Венделъштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. M.: Недра, 1978. 320 с.5. Венделъштейн Б.Ю., Углов M.Д. Критерии выделения коллекторов подиаграммам потенциалов собственной поляризации в терригенном разрезе // Петрофизика коллекторов нефти и газа. M.: Недра, 1975. С. 199-208.6. Вендельштейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царев Н.В. и др. Геофизические методы изучения подсчетных параметров нефтегазовых коллекторов. M.: Недра, 1985. 248 с.7. Гогоненков Г.Н., Эльманович С.С., Кирсанов В.В. Комплексная интерпретация геолого-геофизических данных на сейсмостратиграфической основе. - M.: ВНИИЭГОЦпром, 1984. Вып. 4. 76 с.8. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. M.: Недра, 1982. 448 с.9. Денисов С.Б., Кирсанов В.В., Агафонова Е.В. Построение геологических моделей месторождений на основе результатов комплексной интерпретации данных ГИС и сейсморазведки // Сейсмостратиграфическое прогнозирование геологических моделей нефтегазоперспективных объектов // Сб. докладов семинара стран-членов СЭВ. M.: СЭВ, 1990. С. 45-51.10. Денисов С.В., Стрельченко В.В., Кирсанова И.Л. Анализ условийосадконакопления по данным промыслово-геофизических исследованийнефтяных скважин: Обзор инфор. - Сер. Геология и разведка газовых игазоконденсатных месторождений. M.: ВНИИГазпром, 1988. Вып. 6. 40 с.11. Изотова Т.С., Денисов С.Б., Вендельштейн Б.Ю. Седиментологический анализ данных промышловой геофизики. М.: Недра. 1993. 176 с.12. Карбонатные породы: Пер. с англ. M.: Мир, 1970. Т.1. 395 с.13. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты: Пер. с анг. M.:Мир, 1986. 439 с.14. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел-лнтологических ловушек и газа. Л.:Недра, 1984. 206 с.15. Петтиджон Ф.Г, Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники. M.: Мир,1976. 534 с.16. Попов В.И., Макарова C.A., Филиппов A.A. Руководство по определению фациальных комплексов и методике фациального палеогеографического картирования. Л.: Гостоптехиздат, 1963. 714 с.17. Сейсмостратиграфия: Пер. с англ. // Под ред. Ч.Пейтона. M.: Мир, 1982. 846 с.18. Справочник по литологии / Под ред. Н.Б. Вассоевича, В.Л. Либревича, Н.В. Логвиненко, В.И. Марченко. M.: Недра, 1983. 512 с.19. Шлезингер A.E. Достижения советской сейсмостратиграфии в раскрытии основных закономерностей строения осадочных бассейнов // Литология мезозойского, кайгозойского осадочного чехла мирового океана. M.: Недра, 1987. С. 164-182.