|
КИЇВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
ІМЕНІ ТАРАСА ШЕВЧЕНКА
КАРПЕНКО ОЛЕКСІЙ МИКОЛАЙОВИЧ
УДК 550.832.53: 553.98
НАУКОВО-МЕТОДИЧНІ ЗАСАДИ ОЦІНКИ ЄМНІСНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ГІРСЬКИХ ПОРІД ТОНКОШАРУВАТИХ РОЗРІЗІВ РОДОВИЩ ВУГЛЕВОДНІВ ЗА ДАНИМИ ГЕОФІЗИЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ
04.00.22 – Геофізика
АВТОРЕФЕРАТ
дисертації на здобуття наукового ступеня доктора геологічних наук
Київ - 2005Дисертацією є рукопис
Робота виконана в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу
Науковий консультант: доктор геологічних наук, професор Федоришин Дмитро Дмитрович, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, завідувач кафедри геофізичних досліджень свердловин
Офіційні опоненти:
доктор геолого-мінералогічних наук, професор Лизун Степан Олексійович, Міністерство охорони навколишнього природного середовища України, Перший заступник Міністра, м. Київ
доктор геологічних наук, професор Вижва Сергій Андрійович, Київський національний університет імені Тараса Шевченка, завідувач кафедри геофізики, м. Київ
доктор технічних наук, професор Кулінкович Арнольд Євгенович, Український державний геологорозвідувальний інститут Міністерства охорони навколишнього природного середовища України, головний науковий співробітник, м. Київ
Провідна установа:
Інститут геофізики імені С.І. Субботіна НАН України, м. Київ
Захист відбудеться " 31 " 10 2005 р. о 1030 год. на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 26.001.32 Київського національного університету імені Тараса Шевченка за адресою: 03022, м. Київ, вул. Васильківська, 90
З дисертацією можна ознайомитись у науковій бібліотеці Київського національного університету імені Тараса Шевченка за адресою: 01033, м. Київ, вул. Володимирська, 58.
Автореферат розісланий " 17 " _09 2005 р.
Вчений секретар
спеціалізованої вченої ради Д 26.001.32
кандидат геолого-мінералогічних наук, доцент А.В. Сухорада
Загальна характеристика роботи
Актуальність теми. Виснаження відомих великих родовищ вуглеводнів у процесі їх експлуатації, неухильне збільшення потреб суспільства в джерелах енергії та продуктах переробки нафти і газу призводять до переорієнтації напрямків пошуково-розвідувальних робіт у нафтогазовій галузі. Значна увага приділяється пошукам скупчень вуглеводнів на старих родовищах або на нових площах у більш складних геологічних умовах з точки зору ефективності використання арсеналу геологічних і геофізичних методів. До таких складних геологічних об’єктів відносять досить поширені так звані "тонкошаруваті відклади". В Україні глинисто-піщані тонкошаруваті відклади розповсюджені в Зовнішній зоні Передкарпатського прогину (моласи неогенового віку), Закарпатському внутрішньому прогині (неоген), зустрічаються в розрізах газових і нафтових родовищ ДДЗ (наприклад, у регіонально газоносній картамишській світі), поза межами України - у відкладах юри Західного Сибіру ("рябчик"), у Південному Казахстані (родовища Кум-Коль, Акша-Булак), Астрахано-Калмицькому Прикаспії та ін. В названих відкладах вже відкрита значна кількість родовищ нафти і газу. У відкладах неогену Зовнішньої зони Передкарпатського прогину тривалий час продуктивні пласти пропускались дослідниками, у першу чергу через їх нестандартні геофізичні характеристики, які слабо відрізнялись від вміщуючих непродуктивних пластів і товщ. Так, на Вижомлянському родовищі промислові припливи газу вперше були отримані з нового для сарматських відкладів тонкошаруватого типу колектора, складеного прошарками і тонкими шарами пісковиків малої товщини в глинистій товщі, які дуже важко розрізнялись за матеріалами ГДС. З цього моменту за останні 20 років у неогенових відкладах було відкрито понад 25 газових родовищ, розрізи яких переважно складені тонкошаруватими глинисто-піщаними відкладами. Підвищенню ефективності промислової геофізики при діагностиці таких відкладів, зокрема в Передкарпатті приділяли і приділяють значну увагу відомі вчені: Т.С. Ізотова, Д.Д. Федоришин, В.О. Федишин, В.М. Щерба, І.В. Леськів, В.І. Грицишин, Н.М. Свихнушин, Г.М. Федорович, І.М. Куровець, І.П. Гафич, т.і. О.О. Орловим, А.В. Локтєвим розвиваються принципово нові геологічні способи виявлення потенційно газоносних об’єктів у тонкошаруватих товщах Передкарпатського прогину з використанням результатів дослідження шламового матеріалу. Поряд з тим, що приділялась увага вдосконаленню свердловинних геофізичних досліджень з метою виявлення колекторів і оцінки параметрів продуктивних покладів, до сьогоднішнього дня спостерігаються випадки численних пропусків газонасичених пластів, покладів і навіть родовищ вуглеводнів. Це пов’язано, зокрема, з наявністю низки ускладнюючих чинників, які призводять до неякісної інтерпретації або неоднозначних висновків за результатами геофізичних досліджень. Результати геологорозвідувальних робіт в останнє десятиліття показали, що у відкладах Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, у теригенній тонкошаруватій товщі неогену, було пропущено багато газоносних об’єктів. На даний час такі об’єкти за результатами випробувань встановлені на Хідновицькому, Макунівському, Залужанському, Більче-Волицькому т.і. родовищах, і таким чином, були збільшені розвідані видобувні запаси газу Західноукраїнського нафтогазоносного регіону. Однак, частка ще невиявлених покладів газу в наведеному типі відкладів залишається чималою. З кожним роком відкриваються нові родовища вуглеводнів. Так, недавно було відкрите ще одне газове родовище - Комарівське у відкладах дашавської світи.
Отже, актуальність досліджень у напрямку створення та вдосконалення науково - обґрунтованих способів і методик обробки й інтерпретації даних ГДС, підвищення їх ефективності шляхом покращення або створення способів вилучення корисної геологічної інформації в ході досліджень тонкошаруватих нафтогазоносних об’єктів залишається дуже гострою та потребує чималих зусиль науковців і спеціалістів.
Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Тема дисертаційної роботи тісно пов’язана з планами науково-дослідних робіт ДК "Укргазвидобування", Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу, Українського державного геологорозвідувального інституту. Дослідження автора за темою дисертації мають безпосередній зв’язок з галузевою науково-технічною програмою "Пошуки і розвідка" та національною програмою "Нафта і газ України до 2010 року".
Дослідження за темою дисертації проводились автором в ІФНТУНГ як самостійні дослідження, а також - під час виконання НДР по держбюджетних темах кафедри ГДС у 1995 - 2004 рр., і в період навчання в докторантурі ІФНТУНГ (2004 - 2005 рр.). Окрема частина результатів досліджень, що наведена в дисертації, була отримана автором у ході виконання НДР у рамках бюджетної теми ГМ-20 (державний реєстраційний № 0102U004055) Науково-дослідного інституту нафтогазових технологій ІФНТУНГ "Визначення напрямків і конкретних геологічних об’єктів для пошуків і розвідки покладів вуглеводнів у неогенових відкладах, прилеглих до родовищ нових площ Зовнішньої зони Передкарпатського прогину" (2002 - 2003 рр.) на замовлення ДК "Укргазвидобування" і держбюджетної теми "Комплексні дослідження низькоомних колекторів нафтогазових провінцій України з метою оцінки їх продуктивності" (державний реєстраційний № 0103U001979) на замовлення УкрДГРІ (2003 р.).
Мета і завдання досліджень. Основним завданням досліджень є створення науково-методичних засад нових способів і методик інтерпретації даних промислово-геофізичних досліджень з метою підвищення ефективності геофізичних досліджень у процесі виявлення продуктивних об’єктів і оцінки ємнісних властивостей гірських порід у тонкошаруватих розрізах свердловин відомих родовищ або перспективних на нафту і газ нових площах.
Досягнення мети досліджень зумовило постановку наступних завдань:
Виявлення причин пропусків продуктивних об'єктів на прикладі газоносних відкладів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, пов’язаних з проведенням геофізичних досліджень та інтерпретацією даних ГДС.
Дослідження особливостей геофізичних і петрофізичних характеристик тонкошаруватих розрізів і проведення їх типізації з метою вибору оптимальних способів і методик інтерпретації даних ГДС.
Розробка нових ефективних способів якісної інтерпретації даних ГДС для виявлення продуктивних пластів і об’єктів у тонкошаруватих теригенних розрізах.
Виявлення можливостей використання даних ГДС для встановлення просторових закономірностей наявності колекторів у тонкошаруватих відкладах.
Розробка фізико-геологічних моделей (ФГМ) гірських порід основних методів ГДС для умов тонкошаруватих теригенних розрізів.
Розробка науково-методичних засад комплексної інтерпретації даних ГДС на основі використання системи інтерпретаційних ФГМ з метою отримання ємнісних характеристик літологічних складових тонкошаруватих розрізів родовищ вуглеводнів.
Розробка системи комплексної інтерпретації даних ГДС для умов тонкошаруватих теригенних розрізів.
Об’єкт дослідження. Глинисто-піщані тонкошаруваті відклади гірських порід родовищ вуглеводнів і дані, що отримані в процесі геофізичних досліджень свердловин у наведених розрізах.
Предмет дослідження. Геофізичні, петрофізичні, літологічні та ємнісні характеристики і властивості гірських порід в тонкошаруватих відкладах.
Методи досліджень. Поставлені завдання вирішувались шляхом проведення кореляційного, регресійного методів статистичного аналізу, використання методів розпізнавання образів, зокрема - технології нейронних мереж. З метою побудови системи комплексної інтерпретації даних ГДС були застосовані прийоми створення детерміністсько-статистичних фізико-геологічних моделей тонкошаруватих відкладів, адаптованих до умов проведення ГДС у розрізах, що вивчаються. Під час проведення досліджень та в процесі оформлення дисертації широко застосовувались можливості комп'ютеризованої технології інтерпретації даних ГДС "ГеоПошук" (розробка УкрДГРІ та Інституту кібернетики НАНУ).
Наукова новизна одержаних результатів.
З метою перколяційного оцінювання ємнісних властивостей складових тонкошаруватих відкладів розроблено систему інтерпретаційних рівнянь та нерівностей у вигляді вдосконалених фізико-геологічних моделей (ФГМ) окремих методів типового комплексу ГДС із застосуванням нового параметра - коефіцієнта шаруватості глин. Показано існування стійких і достовірних розв’язків такої системи - основи комплексної кількісної інтерпретації даних ГДС у тонкошаруватих відкладах.
Розроблено науково обґрунтовану систему якісної і кількісної інтерпретації даних типового комплексу ГДС для глинисто-піщаних тонкошаруватих товщ. Перевагою її є те, що система базується на нових ефективних способах геологічної інтерпретації даних ГДС, розроблених спеціально для тонкошаруватих розрізів свердловин.
Дістало подальший розвиток вирішення питання щодо ефективного використання БКЗ з метою оцінки характеру насичення тонкошаруватих товщ. Теоретично обґрунтовано та апробовано новий підхід щодо інтерпретації даних різноглибинних однотипних зондів електрокаротажу, що базується на встановленій закономірності різного ступеня зменшення диференціації кривих градієнт-зондів (дисперсії опору в межах рухомої смуги) зі збільшенням розміру останніх у відмінних за характером насичення тонкошаруватих пластах і товщах.
Суттєво вдосконалено ФГМ електропровідності тонкошаруватих товщ для водонасичених і нафтогазонасичених теригенних порід. На фактичному матеріалі доведено реальні обмеження використання моделі електропровідності для анізотропних товщ залежно від типу тонкошаруватих відкладів (за запропонованою їх типізацією за новим кількісним критерієм).
Вперше розроблено наукові засади оцінки наявності газонасиченого колектора в складних геологічних розрізах за даними ГДС на основі ймовірнісного аналізу синтетичних кривих уявного опору великих зондів, розрахованих за допомогою технології нейронних мереж.
Розроблено нову ФГМ слабкоконсолідованих теригенних порід-колекторів для інтервального часу методу АК та наведено шляхи її побудови, в якій враховується вплив глинистості, пористості і глибини залягання відкладів - від 200 до 2500 м (еквівалента ефективного тиску). Запропоновано новий підхід щодо створення статистичної ФГМ глинисто-піщаних тонкошаруватих колекторів, з урахуванням впливу газонасичення, загальної глинистості товщі та глибини залягання гірських порід на величину інтервального часу поздовжньої хвилі.
Удосконалено детерміністсько-статистичну модель залишкового водонасичення теригенного колектора, на основі якої розраховується величина пористості внутрішньопорової розсіяної глини піщано-алевритового колектора. Також на основі аналізу моделі залишкового водонасичення встановлено реальні значення величин пористості карбонатного цементу та питомого вмісту залишкової води, зв’язаної безпосередньо з поверхнею матриці породи.
Вперше розроблено та запропоновано до практичного використання новий статистичний показник - функцію латеральної однорідності шаруватого розрізу (за даними ГДС), за допомогою якого з’являється можливість виявлення однорідних ділянок у межах окремих продуктивних горизонтів, а також ділянок з великими градієнтами наведеної функції. Перші ділянки є перспективними для проведення буріння і випробування, у других - зустріч об’єктів з високими кондиційними характеристиками нафтогазонасичення і промислових дебітів вуглеводнів є малоймовірною. В доповнення до просторової прогнозної оцінки потенційної продуктивності або наявності колектора в тонкошаруватій товщі вперше обґрунтовано ефективне застосування закону перспективної відповідності.
Практичне значення одержаних результатів. Усі основні результати досліджень, що наведені в роботі, мають безпосереднє практичне значення, в першу чергу, як нові способи інтерпретації даних ГДС, які підвищують ефективність геолого-геофізичних робіт у процесі пошуків і розвідки родовищ вуглеводнів в складних умовах теригенних тонкошаруватих розрізів. Також важливим практичним результатом дисертаційної роботи є встановлені умови обмеження використання загальноприйнятих методик інтерпретації даних ГДС в різних типах тонкошаруватих глинисто-піщаних розрізів. З метою подолання такої ситуації запропоновано нову систему комплексної якісної і кількісної геологічної інтерпретації даних типового комплексу ГДС. Слід відзначити, що вся робота присвячена питанням підвищення ефективності саме типового комплексу методів ГДС, який в основному й застосовується геофізичними організаціями на території України.
Нові способи виявлення газоносних пластів у теригенних відкладах дашавської світи неодноразово використовувались та використовуються в оперативних заключеннях за результатами проведення ГДС у пошукових і розвідувальних свердловинах в Івано-Франківській експедиції з геофізичних досліджень свердловин (ІФЕГДС), у Карпатському управлінні геофізичних робіт (КУГР). Отримані значення ємнісних властивостей гірських порід за новою методикою були використані під час експертної оцінки результатів інтерпретації даних ГДС за стандартною методикою в свердловинах Дебеславецького та Кадобнянського газових родовищ (для ДП "Енергоресурс" і ЗАТ "Регіон"). Позитивне заключення за результатами використання нових способів якісної інтерпретації даних ГДС сприяло відкриттю нового газового покладу на Макунівському газовому родовищі. У Стрийському відділенні бурових робіт ДП "Укргазвидобування" використовуються матеріали заключень за новими способами інтерпретації даних ГДС для обґрунтування виборів інтервалів перфорації обсадних колон і проведення випробувань пластів у свердловинах газових родовищ Передкарпаття.
Особистий внесок здобувача. Усі нові наукові та методичні результати, які викладено в дисертації та винесено на захист, отримано автором особисто. У статтях, написаних без співавторів [1-5, 8-13, 15, 16, 18, 19, 21, 24, 25, 28, 30-32], а також в опублікованих працях за темою дисертації, написаних у співавторстві з А.В. Локтєвим, О.В. Булмасовим, Д.Д. Федоришиним, Є.М. Микулою, О.О. Орловим, В.М. Беньком, В.Г. Омельченком [7, 14, 17, 20, 22, 23, 26, 27, 29, 33, 34], автору належать: постановка задач, розробка основних ідей, основні висновки за результатами досліджень. У статті з співавторами А.В. Локтєвим і О.М. Трубенком [6] автору належить аналіз результатів промислово-геофізичних досліджень і формування окремих висновків.
Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи доповідались на науково-технічних конференціях професорсько-викладацького складу ІФНТУНГ (Івано-Франківськ, 1997, 1998 р.), 5-й Міжнародній науково-практичній конференції "Нефть і газ Украины - 98" (м. Полтава), 6-й Міжнародній науково-практичній конференції "Нафта і газ України - 2000" (м. Івано-Франківськ), Міжнародній науково-практичній конференції "Геологія горючих копалин України" (2001 р., м. Львів), Міжнародній науково-практичній конференції "Nowe Metody w Geologii Naftowej, Wiertnictwie, Inzynierii Zlozowej i Gazownictwie" (Закопане, Польща, 2003 р.), IV Міжнародній конференції "Геоінформатика: теоретичні та прикладні аспекти" (2005 р., м. Київ). Крім того, основні результати НДР та практичні висновки неодноразово доповідались на виробничих нарадах ДК "Укргазвидобування" (2001, 2003, 2004 рр.). Окремі результати робіт були оформлені у вигляді двох патентів України на винаходи (у співавторстві з О.О. Орловим і В.М. Беньком), які апробовані та рекомендуються до подальшого використання в ході проведення пошуково-розвідувальних робіт у Зовнішній зоні Передкарпатського прогину. Практичні рекомендації здобувача враховані під час випробувань перспективних на газ об’єктів у тонкошаруватій глинисто-піщаній товщі неогену Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, що, зокрема, дало можливість виявити промислові газоносні об’єкти та відкрити газовий поклад на Макунівському родовищі.
Публікації. За темою дисертації автором опубліковано 34 праці: 25 статей (у тому числі 19 одноосібних), з яких 23 - у виданнях, рекомендованих ВАК України; 7 тез доповідей на науково-практичних конференціях (з них 3 одноосібних); також опубліковані тексти 2 деклараційних патентів України на винаходи.
Обсяг і структура роботи. Дисертаційна робота складається зі вступу, 6 розділів, висновків, списку використаних джерел із 158 найменувань, 7 додатків (на 8 с.). Загальний обсяг дисертації - 336 с.; робота містить 101 рисунок і 28 таблиць.
Успішному завершенню роботи над дисертацією сприяли постійні підтримка, допомога фактичним матеріалом та консультації фахівців-геологів і геофізиків: кандидата геол. наук А.В. Локтєва, Є.М. Микули, О.В. Булмасова, С.Ф. Кучера, Н.І. Масник, В.В. Пилипіва, О.Р. Врублевського, Я.В. Держка, Т.М. Шкроб.
Автор висловлює щиру подяку колегам з ІФНТУНГ професорам Е.Д. Кузьменку, О.О. Орлову, Б.Й. Маєвському, В.П. Степанюку, доцентам В.І. Грицишину, В.Г. Омельченку, В.А. Старостіну, Л.С. Мончаку за постійну підтримку, консультації та допомогу в написанні роботи. Також автор щиро вдячний за цінні поради, об’єктивні зауваження та важливу підтримку в роботі над дисертацією доктору геол. наук, в.о. директора УкрДГРІ М.Д. Красножону та доктору геол.-мінерал. наук, головному науковому співробітнику ЛВ УкрДГРІ Т.С. Ізотовій.
Особливу подяку автор висловлює своєму науковому консультанту, завідувачу кафедри ГДС ІФНТУНГ, доктору геологічних наук професору Д.Д. Федоришину за плідні обговорення окремих розділів дисертації, конструктивну критику та поради, що сприяли роботі над дисертацією та її успішному завершенню.
Основний зміст роботи
У вступі наведено актуальність роботи, викладені мета й основні завдання, визначено новизну та практичну цінність, викладено загальну характеристику роботи.
У першому розділі наведено особливості досліджень тонкошаруватих розрізів методами ГДС та проблеми, що виникають під час розв’язання геолого-промислових задач у процесі їх вивчення. У геофізиці термін "тонкошаруватість" пов'язаний з геометричними роздільними можливостями методів досліджень. У галузі геофізичних досліджень свердловин "тонкошаруватість" - це властивість розрізу складатися з послідовності окремих шарів гірських порід, які відрізняються один від одного літологічними і колекторськими характеристиками, що створює аномалії на кривих методів ГДС, ширина яких знаходиться на межі вертикальної роздільної здатності методів, або недостатня для кількісної оцінки геофізичних і геометричних параметрів цих шарів. Природно, у геологічній інтерпретації результатів ГДС за такими аномаліями неможлива точна оцінка літологічних, ємнісних чи промислових характеристик шарів (з використанням стандартних прийомів інтерпретації). Часто використовуваний вираз "тонкошаруватий розріз" без прив'язки до конкретних геологічних чи геофізичних методів дослідження створює труднощі при зіставленні результатів діагностики гірських порід різними методами та методиками. Так, навіть для різних методів каротажу в процесі досліджень нафтових і газових свердловин, вертикальна роздільна здатність змінюється у відчутних межах - від перших десятків сантиметрів (мікрометоди, БК і кавернометрия) до 2 - 4 метрів (градієнт-зонди БКЗ великих розмірів). Для більшості звичайних вимірювальних установок радіоактивних, акустичних, електричних фокусованих методів ця величина становить 0,4 - 0,8 м. Цифри є наближеними, тому що роздільна властивість у кожному конкретному випадку залежить від свердловинних умов, співвідношень вимірюваних параметрів близько розташованих шарів і прошарків, частоти чергування шарів з різними властивостями. Наприклад, для поодинокого шару можливо визначити величину питомого опору зони проникнення  за показами малих градієнтів-зондів за товщини не меншої ніж 1 м. Це граничний розмір шару, достатній для отримання оптимального значення питомого опору. Визначення величини питомого опору шару  з використанням показів великих градієнтів-зондів вимагає ще більшої граничної товщини пласта. У методі АК визначення величини інтервального часу  доцільно проводити, коли товщина поодинокого шару більша від бази зонда (звичайно - 0,4 м в апаратурі типу СПАК). Перераховані граничні значення товщин тонких поодиноких шарів, достатніх для визначення їх геофізичних характеристик, а далі - і ємнісних властивостей, не підходять для пачок або шарів тонкошаруватої товщі розрізу. Внаслідок взаємного впливу на покази зондів (особливо великого розміру зі значним радіусом зони дослідження) ряду сусідніх шарів і прошарків з різними значеннями геофізичних параметрів, результуюча каротажна крива матиме згладжений вигляд, тобто буде спостерігатись і реєструватись інтегральна характеристика тонкошаруватого розрізу свердловини.
Значний внесок в теорію і практику інтерпретації даних геофізичних досліджень тонкошаруватих розрізів свердловин зроблено відомими дослідниками та вченими І.П. Бриченком, І.П. Гафичем, І.Г. Глазуновим, В.І. Грицишиним, Ю.С. Губановим, В.М. Дахновим, В.П. Журавльовим, М.І. Зазуляком, Т.С. Ізотовою, Л.Є. Кнеллером, В.Г. Колісніченком, А.Є. Кулінковичем, М.Д. Красножоном, І.М. Куровцем, А.А., Левченком, І.В. Леськівим, Г.К. Логовською, В.Г. Мамяшевим, В.І. Мітасовим, В.А. Пантюхіним, Г.Й. Притулком, К.Л. Санто, Є.А. Саркісовим, А.І. Сидорчуком, Н.М. Свихнушиним, Д.Д. Федоришиним, В.О. Федишиним, Г.М. Федоровичем, Є.В. Чаадаєвим, В.М. Щербою, A.E. Bussian, E.G. Donaldson, J.L. Chisholm, P.A. Schenewerk, W.H. Fertl, Poupon, Herrik, P.N. Sen, P.A. Goode т.і.
Значна за обсягом та змістом науково-дослідна робота, що знайшла відображення у дисертації Д.Д. Федоришина, охоплює продуктивні відклади Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, що представлені чергуванням піщано-глинистих пластів, товщина яких дозволяє проводити кількісні визначення їх геофізичних і колекторських характеристик за даними промислово-геофізичних матеріалів (макрошаруватий тип розрізу). Проте, залишається доволі проблем під час вивчення методами промислової геофізики потенційно продуктивних тонкошаруватих відкладів, у межах яких оцінка колекторських властивостей окремих пластів і прошарків не може бути виконана з використанням стандартних способів і методик інтерпретації.
У підрозділах 1.1, 1.2 наведені дані про особливості дослідження тонкошаруватих розрізів методами ГДС та проблеми, що виникають під час розв’язання геолого-промислових задач у процесі їх вивчення. Наведено геолого-геофізичні характеристики тонкошаруватих товщ на прикладі родовищ вуглеводнів Передкарпаття та запропоновано новий підхід щодо їх типізації.
Проведений аналіз робіт та розробок інших дослідників дозволяє стверджувати. що до останнього часу не було достатньо ефективних способів і методик виявлення продуктивних пластів і інтервалів, оцінок ємнісних властивостей окремих літологічних складових в тонкошаруватих теригенних товщах. Окремі способи інтерпретації дозволяють розв’язувати часткові геологічні задачі лише в певних типах тонкошаруватих розрізів. Наприклад, в макрошаруватому (з товщинами пластів більшими ніж 1,2 - 1,5 м) за допомогою вдосконалених стандартних прийомів інтерпретації виявляються окремі продуктивні прошарки і оцінюються їх пористість і нафтогазонасичення; для глинистого мікрошаруватого розрізу розроблені прийоми інтерпретації із застосуванням даних лише методів НК і ГГК-Г (В.І. Мітасов). Інтерпретаційні моделі для анізотропних товщ у вигляді рівнянь електропровідності мають обмеження в смислі практичного їх застосування внаслідок відсутності кількісних даних про петрофізичні параметри окремих складових тонкошаруватої товщі (пласта), що входять у відповідні розрахункові рівняння (В.П. Журавльов, Г.М. Федорович, Г.К. Логовська, Є.А. Саркісов).
Геологічний розріз продуктивної частини газових родовищ, зосереджених у Зовнішній зоні Передкарпатського прогину, представлений чергуванням теригенних, переважно глинистих порід неогенового віку, частково верхньої крейди, в інтервалі глибин від декількох сот метрів до 3 і більше кілометрів. Характерні товщини окремих пластів різної літології — від одиниць сантиметрів до 1,2 - 1,8 м. Породи у верхніх частинах розрізів свердловин до 1 і більше км представлені слабкоконсолідованими глинами, пісковиками і алевролітами переважно дашавської і косівської світ. Розподіли глинистих мінералів у власно глинистих породах свідчать про загальні майже стабільні співвідношення вмісту окремих мінералів із середніми значеннями: гідрослюда - 77,8 %, монтморилоніт - 15,3 %, хлорит - 6,9 %. Середній вміст пелітової фракції в шламі складає: для нижньоньодашавської підсвіти 55,4 %, для верхньодашавської - 62,1 %. Ємнісно-фільтраційні властивості порід змінюються в широких межах, що ускладнює проведення якісної інтерпретації геофізичних матеріалів, особливо під час використання способів, що базуються на перколяційній (від лат. percolation - фільтрація, розділення) оцінці властивостей окремих літологічних груп тонкошаруватого розрізу. Спостерігається істотне ущільнення однотипних порід із збільшенням глибини в інтервалі дослідження розрізу, пов'язане із заляганням їх на невеликих глибинах. Особливості розрізу значно ускладнюють використання традиційних методів інтерпретації даних ГДС. В умовах тонкошаруватих теригенних розрізів газових родовищ Зовнішньої зони Передкарпатського прогину ефективність використання в якості діагностичної ознаки газоносності питомого електричного опору пластів , відношення його значень до опору зони проникнення , або параметра насичення (збільшення опору) невисока внаслідок прояву відомого ефекту анізотропії тонкошаруватих товщ, підвищеної глинистості колекторів, утворення великих зон проникнення та занадто малих товщин окремих пластів. У відкладах дашавської та косівської світ переважно відсутній радіальний приріст питомого електричного опору в продуктивних шаруватих пластах і пачках теригенних порід.
Гістограми розподілів геофізичних характеристик для порід (товщ) з різним характером насичення практично перекриваються. Невелика різниця у середніх значеннях (або медіанних) питомого електричного опору, інтенсивності випромінювання за ГК або НГК, інтервального часу за АК не завжди дає можливість виділити породи-колектори в розрізі та визначати характер їх насичення. Зі зростанням питомого вмісту заглинизованих піщано-алевритових і глинистих прошарків, до 50 - 60 % останніх, що характерно для більшості газових покладів Зовнішньої зони, прямий розподіл водонасичених, газонасичених і "сухих" інтервалів або товщ за величинами геофізичних параметрів стає неможливим.
Товщини окремих пластів і прошарків, як було зазначено вище, значно менші за розміри звичайних градієнт-зондів БКЗ. Внаслідок цього тут яскраво проявляється ефект паралельного вмикання тонких пластів, - криві звичайних зондів мало диференційовані, питомі опори продуктивних і водонасичених товщ досить низькі, часто 2 - 5 Ом⋅м. Частково мала ефективність БКЗ пов'язана з тонкошаруватою будовою товщі, частково - із застосуванням традиційних методик обробки, розрахованих для однорідних пластів значної товщини.
Проведені дослідження показали, що розділення тонкошаруватих пластів і товщ на продуктивні, водонасичені і некондиційні, або слабкопроникні, за кількісними інтегральними геофізичними ознаками, які традиційно використовуються при дослідженнях інших типів розрізів, є неефективним і потребують використання інших прийомів і способів інтерпретації даних типового комплексу ГДС.
Дослідження поширення по площі газонасичених товщ у межах окремих родовищ свідчать про переважно лінзоподібну будову покладів. Багато продуктивних або водонасичених товщ, розкритих свердловинами, під час деталізації методами ГДС, являють собою "щітки" з тонких пластів колекторів і глин. Зовнішньо прихована ритмічна будова товщ і горизонтів проявляється під час математичної обробки кривих методів ГДС шляхом математичної фільтрації даних окремих методів по розрізу свердловини. При цьому, як встановлено, проявляються контрастні аномалії високочастотної складової на каротажних кривих, записаних зондами з досить низькою вертикальною роздільною здатністю, наприклад, 2,25 або 4,25 м градієнт-зондами.
За результатами проведених досліджень з метою виявлення граничних значень параметрів для розділення водонасичених і газонасичених порід верхньодашавської підсвіти і слабкопіскуватих інтервалів нижньодашавської, встановлено наступне. Практично для кожного родовища геофізичні параметри мають свої власні нечітко виражені граничні значення. Коефіцієнт ефективності розподілу порід за характером насичення для кожного параметра не перевищує 60 – 70 %. Так, максимальний коефіцієнт ефективності розділення порід з різним характером насичення за величиною питомого електричному опору, визначеного за БКЗ, складає 55 % на Рубанівському родовищі. На Хідновицькому родовищі ефективність розподілу порід вище: 63 – 64 % - за уявним опором, 60 % - за величиною інтервального часу і 70 % - за величиною відносного діаметра свердловини.
На відміну від інших класифікацій розрізів із шаруватою будовою, в яких превалювало використання кількісних геофізичних ознак, притаманних особливостям відкладів гірських порід певної території розповсюдження, в даній роботі пропонується розділення тонкошаруватих теригенних типів розрізів на три типи за новим універсальним кількісним критерієм. Проведеними дослідженнями на багатьох газових родовищах Передкарпаття було виявлено існування трьох основних типів теригенних шаруватих розрізів. Кількісним критерієм оцінки типу розрізу обрано величину , де  - максимум абсолютного значення функції взаємної кореляції кривих 1,05 м градієнт-зонда і гамма-каротажа (ГК) або кривих нейтронного гамма-каротажа (НГК) і ГК; - граничне значення суттєвості в межах вікна ковзання вздовж розрізу свердловини. Розрізу І типу (макрошаруватий тип) притаманні значення наведеного критерію більші ніж 2; ІІ тип характеризується абсолютними значеннями в межах 1 - 2 ; ІІІ тип ("класичний" мікрошаруватий) відмічається на ділянках розрізу свердловини, де максимальні абсолютні значення  не перевищують Вказаний поділ шаруватих розрізів на 3 типи дозволяє підбирати оптимальний комплекс способів і методик інтерпретації даних промислової геофізики залежно від геологічних умов проведення ГДС.
У підрозділі 1.3 наведено основні відомості про методи комплексу геофізичних досліджень свердловин з тонкошаруватими типами розрізу, які є типовими й при дослідженнях інших теригенних розрізів в Україні. У процесі проведення досліджень методами ГДС у відкритих стовбурах пошукових і розвідувальних свердловин відповідно до галузевого стандарту України від 10.01.2000 р. та раніше виданих технічних інструкцій використовується обов’язковий комплекс ГДС, якій включає:
загальні дослідження вдовж стовбура свердловини у масштабі глибин 1 : 500: зондами електрокаротажу (градієнт-зондом А2,0M0,5N і 0,5 м потенціал-зондом), ПС, кавернометрія (профілеметрія), ГК;
детальні дослідження в перспективних інтервалах у масштабі глибин 1 : 200: ПС, БКЗ, БК, ІК, БМК, МКЗ, ГК, НГК, ДННК, АК, кавернометрія (профілеметрія), резистивиметрія.
Зазначимо, що дослідження двозондовим ННК проводяться не в усіх свердловинах. У невеликому об’ємі виконуються дослідження методом ГГК-Г. Ці методи слід вважати перспективними і вкрай потрібними під час проведення детальних ГДС.
Перелік причин невисокої ефективності пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ у тонкошаруватих відкладах досить великий і детально розглядався в багатьох статтях, монографіях, виробничих та наукових звітах, дисертаціях; коротко охарактеризований у підрозділі 1.4. Так, для газоносних відкладів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину А.В. Локтєвим розроблена класифікація причин, що призводять до пропусків продуктивних об’єктів з підвищеним вмістом глинистого матеріалу і тонкошаруватою структурою.
У другому розділі розглядаються науково-методичні засади виявлення продуктивних інтервалів і пластів за даними ГДС у тонкошаруватому розрізі. У процесі розробки нових способів і методик виявлення продуктивних інтервалів і пластів були поставлені завдання: по-перше, - використовувати дані звичайних методів ГДС, які входять до обов’язкового комплексу ГДС; по-друге, - розробити принципово нові кількісні критерії виявлення продуктивних (нафтогазонасичених) об’єктів - пластів і пачок пластів у тонкошаруватих відкладах різних типів за даними електричних методів досліджень.
Підрозділ 2.1 присвячений теоретичним та методичним аспектам розробки способу виявлення продуктивних пластів і пачок у тонкошаруватих розрізах ІІ і ІІІ типів за новим показником - параметром радіальної релаксації залишкового уявного опору  . Суть нового способу виявлення продуктивних інтервалів полягає в тому, що під час інтерпретації використовуються не абсолютні значення уявного електричного опору окремих зондів БКЗ, а статистичні характеристики високочастотних складових кривих  , названих кривими "залишкового уявного опору"  . Параметр  на глибині  розрізу свердловини визначається шляхом фільтрації каротажних кривих, наприклад способом рухомої смуги. При цьому виявляється збереження суттєвої диференціації кривих залишкового опору градієнт-зондів великого розміру (наприклад, 2,25, 4,25 м зондів за середньої товщини прошарків порід 0,3 – 0,8 м напроти продуктивних інтервалів), що достовірно підтверджується в типових тонкошаруватих відкладах неогену на газових родовищах Зовнішньої зони Передкарпатського прогину, де на даний час розкриті промислові горизонти, які пропускались у минулому. Параметр радіальної релаксації залишкового уявного опору або "параметр релаксації залишкового опору" розраховується за формулою: , де і - відповідно значення середньоквадратичного відхилення залишкового уявного опору високочастотної складової показів градієнт-зондів електрокаротажу великого і малого розміру в певному вікні глибин  з двох сторін від точки спостереження; – функція або стала величина для покращення наочного представлення кривої  (в розрахунках використовувався log). Розподіли середніх значень залежно від розміру градієнт-зонда свідчать про суттєві відміни цих показників в тонкошаруватих породах з встановленим різним характером насичення (рис.2.1).
Встановлення граничного значення параметра релаксації залишкового опору проводиться за допомогою еталонних вибірок. У тонкошаруватих відкладах ІІ і ІІІ типів дашавської та косівської світ значення параметра додатні; напроти водонасичених або непроникних товщ - від’ємні; граничне значення параметра дорівнює 0. Під час експериментального використання на Орховицькому та Любешівському газових родовищах (див. рис.2.2) параметра релаксації залишкового опору (використовувались дані градієнт-зондів розміром 4,25 і 0,45 м) ефективність розділення порід на продуктивні і водоносні зросла в середньому до 87 %. З використанням же параметрів за двома парами зондів розмірами 4,25 і 0,45 м і 2,25 і 0,45 м ефективність розділення порід на водонасичені і газонасичені збільшилась до 92 %.
Рис. 2.1. Розподіл середніх значень кривих градієнт-зондів БКЗ і параметрів релаксації залишкового опору залежно від характеру насичення гірських порід у тонкошаруватих розрізах газових родовищ
Рис. 2.2. Приклад виявлення газоносних інтервалів у тонкошаруватому заглинизованому розрізі нижньодашавської підсвіти Любешівського газового родовища за допомогою параметрів радіальної релаксації залишкового опору
Параметр радіальної релаксації залишкового опору був використаний в ІФЕГДС у формуванні заключень під час інтерпретації даних ГДС у св. № 2, 3, 7, 10 Орховицького газового родовища. В умовах тонкошаруватого розрізу нижньодашавської підсвіти за допомогою розглянутого та наступного способів було виявлено газонасичені інтервали, з яких у процесі випробування св. № 3, 7 було отримано промислові припливи газу.
З використанням параметра радіальної релаксації залишкового опору та приведених опорів (наступний спосіб) були рекомендовані для випробування тонкошаруваті потенційно газонасичені пачки порід гор. ВД-13, ВД-14 свердловини № 12-Макунівська, де з інтервалів глибин 868 - 872 та 880 - 884 м отримано промисловий приплив газу і, таким чином, відкрито новий газовий поклад у відкладах верхньодашавської підсвіти.
У підрозділі 2.2 обґрунтовано можливість використання розрахованих приведених електрокаротажних кривих з метою оцінки характеру насичення низькоомних тонкошаруватих пластів і товщ. Проведені припущення та дослідження на фактичному матеріалі створюють можливість використання процедури перетворення даних для зменшення впливу особливостей геометрії вимірювання і свердловинних умов на покази зондів - розрахувати приведені значення уявного опору відповідних зондів напроти анізотропних пластів до показів цих зондів напроти непроникних глинистих пластів: , де - значення уявного електричного опору j-го за розміром градієнт-зонда в методі БКЗ напроти і-го пласта, що вивчається; - значення уявного електричного опору j-го за розміром градієнт-зонда в методі БКЗ напроти глинистого непроникного пласта.
Радіальний приріст приведених опорів, тобто - збільшення значень у бік зростання розміру градієнт-зонда БКЗ свідчить про наявність нафтогазонасиченого тонкошаруватого колектора. Це означає, що в радіальному напрямку відбувається зміна насичення порового простору пласта: перехід від насичення тонкошаруватих порід фільтратом промивної рідини низького опору в зоні проникнення до насичення їх нафтою або газом в незмінній частині пласта, що відбивається на підвищенні значень уявного електричного опору.
За результатами проведених досліджень було встановлено, що в умовах низькоомних тонкошаруватих відкладів Передкарпаття використання нового способу приведених кривих уявного опору є ефективним у ході виявлення продуктивних колекторів на відміну від приведених кривих за способом УкрДГРІ, реалізованого в комп’ютеризованій технології "ГеоПошук". За допомогою зазначених нових способів якісної інтерпретації даних електрометрії було виявлено газоносні об’єкти у розрізах свердловин Городоцького і Рубанівського газових родовищ.
У підрозділі 2.3 наведено геофізичні основи використання методів розпізнавання образів для виявлення продуктивних інтервалів у тонкошаруватих розрізах, коли спостерігається значна мінливість літофаціальних і колекторських характеристик порід. Складні поєднання фізичних властивостей порід, дуже неоднорідні структурні та текстурні ознаки порід, суттєвий та різноманітний вплив свердловинних умов і параметрів зондових пристроїв на результати промислово-геофізичних вимірювань, - це звичайний набір чинників для тонкошаруватих розрізів, які суттєво ускладнюють якісну і кількісну геологічну інтерпретацію даних ГДС або створюють умови неможливості ефективно її виконувати. Для більш впевненого і достовірного розв’язання поставлених задач у складних геологічних умовах слід застосовувати якнайбільше різноманітних способів, тому що значна кількість неврахованих чинників може вплинути на отримання невірних результатів за окремими способами або методами інтерпретації. Тому комплексне врахування інформації про розріз, яка вміщується в геологічних і промислово-геологічних параметрах, є в такій ситуації найважливішим джерелом підвищення достовірності інтерпретації.
На прикладі Нікловицького газового родовища досліджено можливість використання лінійного дискримінантного аналізу з метою виявлення інтервалів розрізів свердловин, представлених газоносними тонкошаруватими відкладами. Особливість таких досліджень полягала у обмеженій кількості промислово-геофізичної інформації, представленої трьома оцифрованими кривими стандартного електрокаротажу та значній кількості інтервалів випробувань, які були використані як еталонні.. Окрім абсолютних значень уявного опору електричних зондів та величини природних потенціалів ПС використовувались: значення відносних потенціалів ПС αПС, відношення показів градієнт- і потенціал- зондів, величини середньоквадратичного відхилення уявного опору градієнт- і потенціал- зондів, відношення дисперсій уявного опору двох зондів. Проведеними раніше дослідженнями встановлено, що в тонкошаруватих глинистих відкладах на кривих зондів БКЗ великого розміру (2,25 і 4,25 м) у газонасичених інтервалах суттєво збільшується величина дисперсії уявного електричного опору. Значення дисперсій визначались за допомогою способу рухомої смуги з шириною вікна (смуги) 1,8 м. Таким чином, кількість показників, різних за природою та геометрією вимірювань, збільшилась з 3 до 8. Аналіз інформативності показників виявив три основні параметри - ск 2,25 м градієнт-зонда, ск потенціал-зонда, Ln(σ(ск градієнт-зонда)). Ефективність розділення порід за характером насичення по розрізах свердловин родовища дорівнює: "газ" - 85,3 %, "вода" - 57 %, "газ + вода" - 66,7 %, "сухо" - 66,3 %, в середньому - 74,3 %. Таким чином, можна вважати, що за невеликої кількості методів промислово-геофізичних досліджень, у разі відсутності необхідної інформації для проведення якісної інтерпретації за стандартними методиками, використання альтернативного способу дискримінантного аналізу, як методу розпізнавання образів газо- і водонасичених порід, є доцільним.
Застосування технології штучних нейронних мереж (ШНМ) у вивченні геофізичними методами тонкошаруватих розрізів свердловин, є дуже перспективним напрямком підвищення ефективності як якісної, так і кількісної інтерпретації даних ГДС. Перевагою нейрономережевої діагностики порівняно з традиційними технологіями розпізнавання образів, є те, що в ній імітуються можливості нейронної системи встановлювати дуже складні за структурою зв’язки між окремими змінними в процесі навчання, які не вдається строго описати аналітичними функціями (саме те виявляється при дослідженнях зв’язків між геофізичними та геологічними параметрами в тонкошаруватих теригенних розрізах).
Для формування вибіркових даних ГДС з метою навчання ШНМ обираються ділянки розрізів свердловин, що вміщують інтервали випробувань і пласти, які за геофізичними характеристиками є непроникними (некондиційними) і знаходяться у сусідстві з інтервалами випробувань. Основна мета підготовки таких вибірок для навчання це створення двох масивів геофізичної інформації, які окрім продуктивних і водонасичених інтервалів вміщували би відомості про пласти - неколектори. Обираються вхідні дані - значення кавернометрії (Dс/dn - відносний діаметр стовбура свердловини), гамма-каротажу ( - подвійний різницевий параметр ГК), нейтронного гамма-каротажу ( - подвійний різницевий параметр НГК), або багатозондового нейтронного каротажу ( - питомий вміст водню), акустичного каротажу ( - інтервальний час поздовжньої хвилі), ск 0,45 м градієнт-зонда (), які приводяться до однакових умов вимірювання шляхом процедури нормалізації за одним (глинистим) або двома опорними пластами. Основним критерієм вибору геофізичного параметра, якій буде виконувати функцію вихідних даних, є теоретично обґрунтована максимально потенційна залежність його показів від характеру насичення. За існуючого комплексу ГДС, це будуть дані електричних методів, наприклад, покази 2,25 м градієнт-зонда ( ) або індукційного зонда (). Після процедури статистичної обробки обраних еталонних даних, метою якої є приведення фактичних розподілів геофізичних параметрів до нормального закону та оцінки їх статистичних характеристик, обираються (навчаються) оптимальні нейронні мережі за схемою: "вхідні дані → модель нейронної мережі → вихідні дані". Таким чином, будуються дві нейронні мережі: одна містить образи порід з водоносної частини інтервалу ("вод."), інша - з продуктивної частини інтервалу свердловини ("газ.").
Наступним етапом є розрахунок двох синтетичних кривих вихідного параметра (уявного опору зонда великого розміру) для досліджуваної свердловини, розріз якої за геолого-геофізичними характеристиками відповідає розрізам еталонних свердловин (рис.2.3а).
Величина (рис.2.3а) є індикатором наявності пласта-колектора в розрізі свердловини; відсутність розходжень між  і свідчить про відсутність колекторських властивостей порід; положення фактичної кривої відносно розрахованих відповідає ступені насичення водою або вуглеводнями порового простору колектора. Наведені співвідношення можна виразити через імовірнісні показники шляхом застосування функції нормального розподілу; це дозволяє безперервно по розрізу свердловини отримати три криві: ймовірності наявності породи-колектора; ймовірності наявності газо-(нафто)насиченої породи; ймовірності наявності газо-(нафто)насиченої породи-колектора (рис.2.3б). За співвідношеннями між кривими та їх положенням відносно розрахованої лінії достовірного (граничного) значення ймовірнісних оцінок робиться висновок про наявність продуктивного об’єкта в досліджуваній ділянці розрізу свердловини.
Рис. 2.3. Приклад розрахованих за допомогою нейронних мереж синтетичних кривих уявного опору ( і ), фактичної кривої () (а) та розрахованих кривих ймовірності наявності газонасиченої породи-колектора в інтервалі розрізу Рубанівського родовища (б)
Розглянутий спосіб встановлення наявності продуктивних пластів-колекторів у розрізі свердловини апробований в умовах тонкошаруватих відкладів дашавської світи св. № 17 Рубанівського і № 2 Комарівського газових родовищ. Виявлені газоносні або водоносні об’єкти повністю підтверджуються результатами випробувань в інтервалах перфорації.
У третьому розділі розглянуто можливість оцінки потенційної продуктивності порід-колекторів в розрізі родовища шляхом використання способу перспективної відповідності. Наявність пасток нафти і газу, їх геометричні та ємнісно-фільтраційні характеристики значною мірою пов’язані з палеофаціальними умовами і тектонічним режимом під час їх формування. У даному розділі наведено результати досліджень, метою яких було виявлення зв`язку між продуктивністю окремих горизонтів дашавської світи на газових родовищах Більче-Волицької зони Передкарпатського прогину і відповідними зонами стабілізації палеотектонічного режиму, встановленими на основі способу перспективної відповідності Т. Хейтса. За правилом Хейтса вважається, що у двох точках поверхні території, що вивчається, співвідношення швидкостей накопичення осадів залишається стабільним у вікових межах стабільного тектонічного режиму. Після перерви в накопиченні осадів, зміни монотонності регіонального підіймання або опускання пластів ймовірність збереження попереднього осадового режиму практично дорівнює нулю. Інтервали зміни тектонічного режиму в розрізах осадових товщ визначаються шляхом досить простих графічних побудов з використанням діаграм геофізичних досліджень свердловин. На одній осі декартової системи координат відкладають значення глибин, що відповідають межам інтервалів розрізу однієї свердловини з певною “поведінкою” геофізичного параметра, на другій осі – відповідні межі на каротажній кривій іншої свердловини. Стрибкоподібна зміна кута нахилу лінії, що проходить через нанесені точки або її переривання (зміщення) є наслідком зміни тектонічного режиму. Аналіз розподілу значень дебітів природного газу в інтервалах розрізів окремих свердловин і горизонтів Рубанівського, Нікловицького і Хідновицького газових родовищ, дозволяє стверджувати про досить тісний зв`язок між середніми величинами дебітів у свердловинах і належністю до тієї чи іншої виявленої зони стабільного тектонічного режиму. Так, в межах продуктивних відкладів верхньодашавської підсвіти Рубанівського родовища виявлено чотири окремі зони 1 - 4, які об'єднують відповідні підгоризонти ВД-6 – ВД-8, ВД-9 – ВД-10с, ВД-10н – ВД-11в, ВД-11н – ВД-13н. У кожній зоні сформувались певні об`єми порід-колекторів зі своїми фільтраційно-ємнісними характеристиками. Найкращі колекторські властивості порід і максимальні дебіти газу відповідають 1 і 4 зонам.
Встановлені закономірності дозволяють стверджувати про доцільність використання способу перспективної відповідності з метою виявлення найбільш перспективних ділянок розрізів родовищ у відношенні їх продуктивності.
Четвертий розділ присвячений питанням кількісної інтерпретації даних ГДС у тонкошаруватих теригенних розрізах. Тонкошаруваті відклади зі значним вмістом глинистого матеріалу внаслідок низки причин, описаних у першому розділі, можна вважати досить складними об’єктами, для яких під час геологічної інтерпретації слід використовувати всі три типи фізико-геологічних моделей (ФГМ): детерміновані, статистичні, стохастичні та їх комбінації. Крім того, підвищення достовірності кількісного визначення ємнісних і інших геологічних характеристик тонкошаруватих порід внаслідок значної кількості чинників, що впливають на покази геофізичних параметрів, можливе лише шляхом застосування системи інтерпретаційних петрофізичних рівнянь. Комплексна інтерпретація даних ГДС на базі системи петрофізичних рівнянь на даний час є визначальним напрямком розвитку геологічної інтерпретації даних промислово-геофізичних досліджень. Для її успішного функціонування потрібне поєднання теоретичного та емпіричного підходів до створення відповідного конкретним геологічним умовам петрофізичного забезпечення.
У першому підрозділі розглянуті питання побудови фізико-геологічних моделей гірських порід, що складають тонкошаруваті теригенні розрізи.
Запропоновано нову модель залишкового водонасичення  теригенних порід-колекторів, в якій на відміну від моделей інших дослідників (Д.А. Кожевнікова, К.В. Коваленка, М.М. Еланського, Є.О. Полякова) враховується вплив відносної глинистості , карбонатності і пористості породи :
,
де - коефіцієнт глинистості;  - коефіцієнти, які визначають питомий внесок окремих складових породи у формування залишкового водонасичення. Статистичний аналіз наведеної залежності на низці колекцій зразків порід дозволив знайти реальну модель мінливості пористості внутрипорової розсіяної глини  породи-колектора, тобто - встановити зв’язок цього параметра з величинами глинистості і пористості породи-колектора:
. Так, для порід неогенового віку Зовнішньої зони Передкарпатського прогину середні значення коефіцієнтів  і  дорівнюють відповідно 0,53 і 0,55. Капілярна пористість карбонатної складової становить 0,05; середнє значення властивості утримувати зв’язану воду матрицею породи (коефіцієнт С) дорівнює 0,038 при діапазоні зміни від 0 до 0,087.
Перешкодою ефективному використанню даних АК для кількісної оцінки пористості колекторів у тонкошаруватих розрізах різних типів Зовнішньої зони Передкарпатського прогину є відсутність інтерпретаційної моделі з врахуванням одночасного впливу пористості  , розсіяної глинистості  піщано-алевритових порід і глибини залягання продуктивних відкладів  на величину інтервального часу поздовжньої хвилі  . На основі використання фактичних даних ГК, АК, ГГК-Г з свердловин газових родовищ Передкарпаття на глибинах від 200 до 2500 м за мінливості глинистості піщано-алевритових порід від 0 до 0,25 запропонована та розрахована модель  , яка призначена для оцінки пористості слабкоконсолідованих порід з підвищеним вмістом розсіяного глинистого матеріалу:
,
де , , , ,  - глибина залягання піщано-глинистих відкладів, м. Порівняння результатів розрахунку пористості піщано-алевритових порід в інтервалі 700 - 900 м дослідження розрізу за допомогою наведеної моделі з даними інших способів інтерпретації методів ГДС показало, що точність оцінки  найвища у нової моделі АК (подібне значення також отримане лише для методу ГГК-Г). Для порівняння: у рівнянні середнього часу з введенням стандартних поправок за глибину залягання відкладів дорівнює 0,068, у новій моделі - 0,036. З використанням нової моделі розраховані залежності інтервального часу скелету  від пористості і глинистості піщано-алевритових порід на різних глибинах залягання відкладів, які є підтвердженням невідповідності відомої моделі "середнього часу" реальним умовам проведення акустичного каротажу. Градієнт зміни інтервального часу з ростом глибини відкладів збільшується зі збільшенням глинистості колекторів, що, очевидно, пов'язано з більш значними процесами перерозподілу глинистого матеріалу і збільшенням жорсткості скелета породи внаслідок збільшення ефективної напруги. Таким чином, запропонована нова модель інтервального часу поздовжньої хвилі описує зміну  з ростом глибини залягання піщано-алевритових порід залежно від їх колекторських характеристик. У розповсюджених інших моделях під час оцінки пористості за даними урахування ефективної напруги в породах виконується, в основному, за допомогою емпіричних або теоретичних коефіцієнтів, які досить часто не можуть бути конкретизовані. У новій моделі врахування ефективної напруги в гірських породах виконується через звичайні параметри - глинистість і глибину залягання відкладів.
Для колекторів з тріщинною і тріщинно-гранулярною пористістю слід використовувати інший підхід. Залежності, які раніше були встановлені лише на основі фактичного матеріалу, ускладнюються наявністю вторинної пористості. Тут ефективне застосування апарату математичного моделювання, розробленого на кафедрі геофізики Київського національного університету та наведеного в роботах Г.Т. Продайводи, С.А. Вижви, на основі концепції локалізованої нелінійної багатокомпонентної тріщинуватої моделі геологічного середовища.
У роботі розглянуте важливе питання врахування газонасичення колекторів під час оцінки пористості порід за даними АК. Розбіжності в оцінці різними авторами вмісту залишкового газонасичення у зоні проникнення та його впливу на розраховані значення пористості за даними АК полягають у наявності значного числа впливових чинників, які досить проблематично врахувати під час інтерпретації даних АК у процесі досліджень газонасичених покладів. На величину зони проникнення і, відповідно, залишкове газонасичення впливають фільтраційно-ємнісні властивості порід, які пов’язані з їх глинистістю і глибиною залягання відкладів. Таким чином, в кількісній моделі впливу газонасичення порід на величину  слід враховувати  і  . За даними ГДС для водо- і газонасичених порід отримано рівняння різницевого поля  :
,
де - перевищення показів АК напроти газонасичених порід над показами АК напроти водонасичених порід  з аналогічними колекторськими властивостями в однакових глибинних умовах , мкс/м;  - коефіцієнт загальної глинистості в частках одиниці;  - глибина залягання відкладів, м. Вплив залишкового газонасичення враховується лише при додатних значеннях . Гранична лінія, яка відокремлює область збільшення показів акустичного каротажу напроти газонасичених порід порівняно з показами напроти водонасичених, описується рівнянням: . Як встановлено, для переважної більшості різновидів порід-колекторів і тонкошаруватих пластів із підвищеною глинистістю, які характерні для розрізів газових родовищ Передкарпаття, перевищення в показах  до 8 мкс/м за середніх значень інтервального часу 320 мкс/м є несуттєвими і знаходяться практично в межах похибки методу АК. Проте, під час дослідження малоглинистих порід-колекторів поправка за вплив залишкового газу стає вже суттєвою. Наведена модель вже готова до практичного застосування для оцінки коефіцієнта пористості піщано-глинистих порід газових родовищ Передкарпатського прогину.
Однією з складових системи комплексної інтерпретації даних ГДС є статистична модель тонкошаруватих товщ за параметром нейтронної пористості. В роботі наведено способи її побудови та розрахунків петрофізичних коефіцієнтів на прикладі гірських порід тонкошаруватих відкладів сарматського віку Зовнішньої зони Передкарпатського прогину.
Відомо, що вірогідність кількісної інтерпретації даних нейтронних методів досліджень нафтогазових свердловин у визначенні ефективної або загальної пористості ( або ) значною мірою визначається точністю оцінки петрофізичних параметрів, серед яких основним можна назвати питомий вміст водню (фізично і хімічно зв’язаної води)  і  в пелітовому матеріалі теригенних порід. Оцінка питомого вмісту водню в глинистих мінералах виконувалась двома способами.
За допомогою першого способу визначались середні значення  глин у піщано-глинистих породах. В основу способу покладено відомий факт лінійної залежності між інтенсивністю гамма-випромінення радіаційного захоплення методу НГК і логарифмом об’ємного водневмісту гірської породи  в області мінливості останнього від 0,03 до 0,3: . Рівняння дає змогу безпосередньо визначати питомий водневміст глинистої компоненти за відомих значень усіх інших членів рівняння або шляхом підбору величини  за умови мінімізації значень коефіцієнта парної кореляції між і . Результати визначення хімічно зв’язаної води за даними ГДС у відкладах верхньої крейди (0,26), баденських і сарматських відкладів (0,275) відповідають середньому мінеральному складу глинистої компоненти гірських порід, характерному для газових родовищ Зовнішньої зони Передкарпатського прогину.
Другим способом оцінювались роздільні значення вмісту водню в глинистих фракціях: окремо для піщано-алевритових порід і окремо для глинистих з врахуванням глибини залягання відкладів з використанням даних методів ГК (для оцінки ), ДННК (для оцінки ) і ГГК-Г (визначалась величина  ). Після проведення регресійного аналізу даних по окремих свердловинах отримано узагальнене рівняння для відкладів дашавської світи в інтервалі глибин 200 - 1800 м:
.
Середні значення  у випадку розсіяної глинистості піщано-алевритових порід дорівнюють 0,204,  =0,019; для чистих глинистих порід із шаруватою глинистістю  складає 0,308,  =0,017.
У четвертому розділі роботи запропоновано новий спосіб оцінки пористості глинистої компоненти  піщано-алевритових порід за даними методів ГДС: АК (для оцінки  ), ГК (для оцінки  ) і ГГК-Г або аналізів керна (для оцінки  ). З використанням зв’язку між пористістю й інтервальним часом в глинистих відкладах, встановленим О.І. Гальченко, запропоноване рівняння, яке дозволяє оцінювати пористість глинистої складової в теригенних породах:
.
Перевірка цього рівняння на колекціях зразків і даних ГДС з відкладів нижнього карбону Кулічихинського родовища (ДДЗ) і косівської світи Передкарпатського прогину показала, що розраховані значення  (в середньому 0,45 і 0,54 відповідно) добре збігаються з даними, наведеними Б.Ю.Вендельштейном, Є.І. Леонтьєвим і Є.О. Поляковим для пористості розсіяної глини теригенних порід-колекторів. Перевага цього рівняння полягає в тому, що завдяки йому з'явилася можливість визначати  у складі піщано-алевритових порід за даними акустичного каротажу і простих лабораторних аналізів зразків керна. Крім того, за величиною  та даними ГДС можна оцінити ступінь ущільнення глини в породі і, як наслідок, переважаючий тип її знаходження в пласті - внутрішньопоровий (неущільнений) або шаруватий (ущільнений).
У ході створення моделі електропровідності глинисто-піщаної тонкошаруватої товщі були застосовані моделі мінливості пористості глинистої компоненти, питомого опору глини та "коефіцієнт шаруватої глинистості" , якій характеризує вміст об’єму шаруватої глини  в загальному об’ємі глинистого матеріалу породи  :
.
При цьому коефіцієнт розсіяної внутрипорової глинистості піщано-алевритових прошарків дорівнює:
,
де  - пористість шаруватої глини (у роботі наведено рівняння регресії для оцінки цього параметра залежно від глибини залягання відкладів неогенового віку). Головним компонентом у рівнянні розрахунку питомого опору глини в новій моделі електропровідності товщі є пористість глинистого цементу пісковиків, що визначається через відносну глинистість  за новою моделлю, яка, на відміну від припущень попередніх дослідників, не є сталою величиною. Залежність  від величини загальної пористості  і глинистості  в моделі піщано-алевритової породи представлена на прикладі в рис.4.1.
Рис. 4.1. Залежність пористості глинистої компоненти від  та  в моделі піщано-глинистої породи. - максимальна пористість матриці породи
Загальна структура нової моделі електропровідності (або питомого опору) тонкошаруватих пластів або товщ базується на відомому рівнянні для шаруватого анізотропного середовища:
,
де , , – питомі електропровідності відповідно товщі порід, піщано-алевритових і глинистих прошарків;  - коефіцієнт шаруватої агрегатної глинистості, що дорівнює:
.
Проведеними дослідженнями на фактичному матеріалі з продуктивних частин розрізів газових родовищ встановлено, що наведене рівняння відповідає визначеним значенням питомого опору тонкошаруватих пластів за даними ГДС лише у випадку розрізу ІІІ типу, частково ІІ типу, при < 1,8. Вигляд моделі тонкошаруватої товщі (пачки порід) зображено на рис.4.2. Принципова відміна нової моделі  від класичної полягає в тому, що раніше не враховувався розподіл глинистої речовини між піщано-алевритовими і власно глинистими прошарками, тому існувала невизначеність у ємнісних властивостях (пористість, вміст зв’язаної води, коефіцієнт водонасичення) прошарків порід-колекторі. Крім того, не враховувалась мінливість пористості розсіяної глини і, відповідно, її питомого опору. В моделі питомого опору пісковиків (автори С.Г.Комаров, Т.І.Русинова, Е.Ю.Миколаєвський, Е.О.Таратин) не враховується граничний перехід від властивостей дисперсної розсіяної глини до властивостей вільної шаруватої глини за повного заповнення агрегатною глинистістю міжзернового порового простору колектора і перетворенні шаруватої товщі у глинисту породу (в дисертації враховано у новій моделі).
|
