CC BY
38
УДК 550.832
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ЭЛЕКТРОКАРОТАЖНЫХ ЗОНДИРОВАНИЙ В НЕОКОМСКИХ ПЛАСТАХ-КОЛЛЕКТОРАХ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ
М.И.Эпов, В.Н.Глинских, К.В.Сухорукова, М.А.Павлова (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН)
Традиционные методики интерпретации данных электрокаротажных зондирований не позволяют достоверно оценить тип флюидонасыщения обводненных неокомских коллекторов, поскольку удельное электрическое сопротивление пласта при насыщении как смесью нефти и воды, так и техногенной опресненной водой оказывается практически одинаковым. Необходимая для решения проблемы информация содержится в радиальном профиле удельного электрического сопротивления, формирующемся при фильтрации глинистого бурового раствора в коллектор. Детальное восстановление пространственного распределения сопротивления проводится на основе совместной инверсии комплекса данных электрического и электромагнитного каротажа. В вертикально-неоднородном разрезе, характеризующемся неравномерным распределением флюидонасыщения с глубиной, наличием карбонатных и глинистых маломощных прослоев, повышение точности результатов численной интерпретации достигается применением разработанных алгоритмов двухмерного моделирования и инверсии. Предложенный подход позволяет достоверно выделять окаймляющую зону как главный признак нефтесодержания и проводить количественную оценку насыщения коллекторов.
Ключевые слова: электрокаротажные зондирования; фильтрация бурового раствора; флюидонасыщение; техногенное обводнение; неокомские коллекторы; распределение удельного электрического сопротивления; численная интерпретация; двухмерная инверсия.
Многие продуктивные пласты шельфового комплекса неокома в центральных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции разрабатываются более 40 лет. Сейчас большая часть этих залежей находится на поздней стадии разработки и в значительной степени обводнена. Вытеснение нефти из продуктивных коллекторов осуществляется закачиванием низкоминерализованной воды. В результате смешивания в разных пропорциях пластовой и закачиваемой технической воды минерализация смешанной воды, даже в пределах одной залежи, может сильно различаться. Из-за этого обводненные смешанной водой интервалы коллекторов могут характеризоваться относительно высокими значениями удельного электрического сопротивления (УЭС), соответствующими насыщению нефтью или смесью нефти и воды, а при испытани-
ях из этих интервалов получают притоки воды. Столь неоднозначная связь характера флюидонасыщения с УЭС в реальных условиях усугубляется сложным геологическим строением залежи, наряду с неравномерным распределением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) на интервалах коллекторов, что затрудняет выявление количественных критериев для достоверного определения их нефтенасы-щенности.
Определение характера насыщения коллекторов проводят по данным электрокаротажных зондирований на основе восстановления радиального профиля УЭС. Характер радиального распределения УЭС обусловлен динамическими процессами фильтрации бурового раствора в прискважинной зоне при вскрытии пласта. Однако существенное влияние на результаты восстановления распределения гео- OIL AND GAS GEOLOGY, 32013 -
электрических параметров и последующую оценку насыщения оказывают такие геологические факторы, как карбонатизация и глинизация коллекторов, а также тонкослоистость разреза. Повышение достоверности количественного определения насыщения пластов-коллекторов в условиях заводнения смешанными водами влечет необходимость увеличения точности результатов интерпретации данных электрокаротажа. Детальное восстановление пространственного распределения УЭС может быть проведено по комплексу индукционных и гальванических зондирований с использованием математического моделирования и численной инверсии.
Для определения характера флюидонасыщения в условиях заводнения коллекторов проведен анализ материалов бокового каротажного (БКЗ) и высокочастотного
-Дт
электромагнитного каротажного (ВЭМКЗ) зондирований, измеренных в вертикальных скважинах, пробуренных на глинистом буровом растворе. Построенные в результате численной интерпретации реалистичные геоэлектрические модели нефтенасыщенных и обводненных коллекторов описываются двухмерным распределением УЭС околоскважинного пространства и учитывают влияние вмещающих непроницаемых высокоомных карбо-натизированных и проводящих глинистых прослоев.
Особенности интерпретации
данных электрокаротажных зондирований
Продуктивные пласты шельфо-вого комплекса неокома, сформировавшегося в мелководных условиях аккумулятивного шельфа, имеют зональное распространение. Вытянутые в меридиональном направлении зоны разновозрастных песчаных пластов последовательно смещаются с востока на запад. С востока они контролируются границами опесчанивания флюидоупо-ров, а с запада — линией глинизации продуктивных пластов. Эффективные мощности коллекторов, сложенных полимиктовыми, средне- и мелкозернистыми кварц-полевошпатовыми песчаниками, изменяются от первых единиц до десятков метров. Пласты характеризуются средней и высокой пористостью, но кол-лекторские свойства ухудшаются по мере утонения и глинизации с востока на запад (в направлении бровки шельфа) [1, 3-5].
Разделение по типу флюидона-сыщения (нефть — вода) проводится на основе результатов численной интерпретации данных электрокаротажа. Даже при относительно небольшой (5-10 г/л) минерализации пластовых вод УЭС нефтенасыщен-ного коллектора выше, чем водона-сыщенного. УЭС неокомских плас-
тов-коллекторов в случае их насыщения пластовой водой невелико — 2,5-4,0 Ом м. УЭС существенно повышается, если коллектор насыщен нефтью или опресненной водой техногенного происхождения. УЭС коллектора, насыщенного смесью подвижной нефти и пластовой воды, изменяется от 5-6 Ом м до нескольких десятков в зависимости от содержания нефти. Такими же относительно высокими значениями УЭС характеризуются и коллекторы, обводненные смешанной водой.
При вскрытии на глинистом растворе пористого и проницаемого пласта происходит фильтрация раствора через образовавшуюся глинистую корку с изменением насыщения прискважинной области [2, 6] и формированием характерного радиального профиля УЭС, форма которого зависит от ФЕС и насыщения пласта, условий вскрытия и времени проведения каротажа. В высокоомном нефтенасыщен-ном коллекторе образуется зона проникновения фильтрата бурового раствора (наиболее часто определяемые значения: УЭС 15-30 Ом м, толщины 0,3-0,5 м). В коллекторе, полностью промытом пресной водой, следует ожидать одинаково высокие значения УЭС в зоне проникновения и пласте. Если коллектор насыщен смешанной водой, то будет формироваться повышающая зона проникновения.
Фильтрация бурового раствора в нефтеводонасыщенный коллектор приводит к формированию повышающей зоны проникновения (УЭС 15-30 Ом м, толщина 0,2-0,5 м) и окаймляющей зоны — области скопления пластовой минерализованной воды (УЭС 3-5 Ом м, толщина 0,1-0,3 м). Окаймляющая зона образуется при наличии в пласте подвижной нефти и пластовой воды, поэтому является признаком возможной продуктивности, а вследствие повышенной электропроводности, хорошо определяется
по данным высокочастотного электромагнитного каротажа [7]. В обводненном пласте условий для формирования окаймляющей зоны нет.
Традиционная методика определения геоэлектрических параметров прискважинной зоны и пласта основывается на численной интерпретации данных электрокаротажных зондирований в рамках цилиндрически-слоисто-однородных моделей [8, 10]. Этот подход позволяет восстановить радиальный профиль УЭС, описывающий его распределение в промытой зоне, зоне проникновения, окаймляющей зоне и неизмененной части пласта. В силу разной чувствительности и разрешающей способности индукционных и гальванических методов обеспечивается возможность определения параметров по комплексу исследований. Совместная инверсия сигналов БКЗ и ВЭМКЗ позволяет получить единую согласованную геоэлектрическую модель.
Существенным ограничением одномерного подхода является недостаточная мощность пластов. В первую очередь вертикальная неоднородность разреза обусловлена наличием карбонатных и глинистых прослоев. Это приводит к необходимости восстановления и радиального, и вертикального распределения УЭС околоскважинного пространства. Отметим основные особенности интерпретации данных БКЗ и ВЭМКЗ на тонкослоистых интервалах коллекторов, осложненных карбонатизацией и глинизацией.
Пласты песчаников с карбонатным цементом, осложняющие продуктивные интервалы, как правило, не являются коллекторами. Увеличение содержания карбонатного цемента уменьшает открытую пористость и тем самым повышает УЭС коллектора. В то же время с увеличением объема карбонатного цемента увеличивается хрупкость породы и появляется возможность образования трещинной емкости и
проницаемости. По данным электрокаротажа эти интервалы характеризуются наличием неглубокой зоны проникновения с пониженным УЭС. На диаграммах кажущихся сопротивлений песчаники с карбонатным цементом обычно характеризуются такими же значениями, что и продуктивные или обводненные интервалы. Отдельные карбонатизи-рованные прослои, хорошо выделяющиеся по данным нейтронного каротажа, существенно усложняют вид диаграмм БКЗ, а также завышают значения кажущихся сопротивлений ВЭМКЗ на интервалах около длины зонда под прослоями.
Наличие каолинита, замещающего обломки полевого шпата, ведет к повышению общей глинистости пород. Это влияет на водоудер-живающую способность породы и в результате на ее ФЕС и электрические свойства. Однако повышенная глинистость будет одинаково понижать УЭС коллектора, насыщенного как нефтью, так и пресной техногенной водой. Вблизи низкоомных глинистых прослоев или покрышек оценка УЭС коллектора по кажущимся сопротивлениям ВЭМКЗ обычно является заниженной вследствие большей чувствительности метода к проводящим областям среды. Влияние этих объектов на сигналы БКЗ приводит к более сложному виду диаграмм кажущегося сопротивления, что также ограничивает их использование при интерпретации.
Отметим, что тонкое переслаивание песчаных и карбонатных или глинистых прослоев является причиной сильной макроанизотропии УЭС коллекторов. Глинистый компонент также приводит к понижению кажущегося сопротивления на высоких частотах ВЭМКЗ из-за влияния повышенной диэлектрической проницаемости глинистых минералов [10]. Учет этих электрофизических параметров при интерпретации данных электрокаротажа приводит к необходимости использова-
ния специализированного программного обеспечения.
Наличие карбонатных и глинистых пластов на интервале коллектора приводит к распределению УЭС по глубине, отличному от распределения в мощном однородном коллекторе, в котором высокие значения УЭС в кровле, обусловленные высоким содержанием нефти, плавно снижаются с глубиной и в подошве соответствуют насыщению пластовой водой. Чаще всего интервалы однородного песчаника меньше или сравнимы с длинами зондов БКЗ и ВЭМКЗ, а в таком случае численная интерпретация на основе традиционной цилиндрически-слоистой модели приводит к недостоверным геоэлектрическим моделям. Уточнение этих моделей требует привлечения численного моделирования и инверсии в двухмерных постановках [9]. Это позволяет проводить детальное восстановление пространственного распределения УЭС в прискважинной зоне и пласте по комплексу методов, что обеспечивает повышение достоверности количественного определения насыщения пластов-коллекторов, в том числе в условиях заводнения смешанными водами.
Практические материалы и результаты их количественной интерпретации
Рассмотрим практические материалы БКЗ и ВЭМКЗ в неоком-ских пластах-коллекторах с известным по результатам испытаний притоком (нефть, пластовая вода, смешанная вода). При их вскрытии с применением глинистого бурового раствора по расхождению кажущихся сопротивлений ВЭМКЗ легко диагностируются проницаемые участки. Рассматриваемые примеры отличаются от хрестоматийных [7] тем, что значения кажущихся со-
противлений для зондов разной длины различаются на небольшую величину. Поэтому по слабовыра-женным кривым зондирования и виду диаграмм оценить характер измененной проникновением зоны затруднительно. Однако строение измененной зоны может быть определено в результате численной интерпретации с восстановлением геоэлектрической модели по комплексу сигналов БКЗ и ВЭМКЗ. Приведены типичные примеры интерпретации материалов ГИС на интервалах флюидонасыщенных пластов-коллекторов группы БС нео-комского разреза скважин Федоровского месторождения. Для расчленения разреза и выделения коллекторов используются дополнительные методы геофизических исследований в скважинах (ГИС), включающие потенциал самополяризации (ПС), гамма-каротаж (ГК) и нейтронный каротаж (НК).
Нефтеводонасыщенный и водонасыщенный коллекторы
Проведена интерпретация данных ГИС в интервале х31,5-х69,0 м неокомского пласта БС1о, представленного водоплавающим нефтенасы-щенным коллектором, перекрытым глинистыми отложениями (рис. 1). Массивный песчаный коллектор достаточно мощный, что позволяет провести численную инверсию на основе цилиндрически-слоистой геоэлектрической модели совместно по данным БКЗ и ВЭМКЗ.
В коллекторе наблюдается уменьшение значений УЭС от кровли к подошве — от 35,4 Ом м в верхней части пласта до 3,5-4,0 Ом м в нижней. В верхней части коллектора (х36-х51 м) в радиальном направлении выделяются повышающая проникновения и окаймляющая зоны. Суммарная толщина измененной проникновением фильтрата бурового раствора зоны в
Рис. 1. ДИАГРАММЫ ГИС (А) И РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ (Б) НА ИНТЕРВАЛЕ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОГО КОЛЛЕКТОРА (х31,5-х69,0 м)
В ПЛАСТЕ БСю
Зонды БКЗ: 1 - А04М0Ш, 2- А1М0Ш, 3- А2М05Ч 4 - Н05М2А, 5 - А4М05Н; зонды ВЭМКЗ: 6 -ЭР05, 7 - ЭР07, 8 -0Р10, 9 - ОР14, 10 - ЭР20
среднем составляет около 0,5 м, УЭС зоны проникновения — около 30 Ом м, окаймляющей зоны — от 5,0 до 6,5 Ом м. Наличие окаймляющей зоны однозначно свидетельствует о насыщении пласта нефтью и пластовой водой. Радиальный профиль УЭС на интервале х51-х54 м характеризуется наличием зоны проникновения и окаймляющей зоны и низким УЭС неизмененной части пласта, что приводит к выводу о насыщении смесью нефти и воды со значительным преобладанием последней. При этом снижение УЭС пласта с глубиной до 5 Ом м обусловлено не только уменьшением нефтесодержания, но и повышением глинистости. Ниже отметки х54 м значение УЭС пласта практически не изменяется с глубиной и в сред-
нем составляет 4 Ом м, зона проникновения становится тонкой, ее УЭС 15-20 Ом м. Меньшие, чем в верхней части коллектора, значения УЭС зоны проникновения обусловлены глинистостью. Радиальное распределение УЭС соответствует насыщению пластовой водой.
Приведенный пример численной интерпретации данных электрокаротажа для достоверной оценки характера насыщения пластов-коллекторов описывает традиционно используемый качественный признак — окаймляющую зону.
Обводненный коллектор
Как отмечалось, в случае обводнения коллектора, при отсутствии подвижной нефти, окаймляю-
щая зона не формируется. Приведем пример численной интерпретации на интервале, обводненном опресненной техногенной водой. По аналогии с рассмотренным выше, представлены результаты интерпретации данных электрокаротажа неокомского пласта БС10, вскрытого на интервале х60,5-х74,0 м (рис. 2). Коллектор из массивного песчаника заключен между двумя карбонати-зированными слоями (х62,8-х64,3 и х72-х74 м), которые выделяются по повышенным значениям НК и кажущемуся УЭС — 30 Ом м в нижнем слое и более 100 Ом м в верхнем.
На интервале песчаника наблюдается распределение УЭС по глубине, характерное для нефтево-донасыщенного коллектора, — от кровли к подошве значения уменьшаются от 12,0 до 6,5 Ом м. Постепенное изменение значений кажущихся УЭС с глубиной позволяет использовать совместную численную инверсию данных БКЗ и ВЭМКЗ в рамках цилиндрически-слоистой геоэлектрической модели. В полученном при инверсии радиальном распределении УЭС ни в одном из интервалов коллектора не выделяется окаймляющая зона. Толщина зоны проникновения составляет 0,24-0,30 м, ее УЭС — 20-30 Ом м. Относительно высокие значения УЭС неизмененной части характерны для коллекторов с неф-теводным насыщением. Это привело к тому, что рассматриваемый пласт был отнесен к продуктивным, однако при испытаниях здесь получен приток смешанной воды — пластовой и техногенной. От предыдущего примера нефтеводонасыщенного коллектора этот случай отличается только отсутствием окаймляющей зоны.
Маломощные коллекторы
Вертикальная неоднородность пластов-коллекторов, обусловленная как неравномерным распределением флюидонасыщения с глуби-
GEOPHYSICAL INVESTIGATIONS
Рис. 2. ДИАГРАММЫ ГИС (А) И РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ (Б) НА ИНТЕРВАЛЕ ОБВОДНЕННОГО КОЛЛЕКТОРА (х60,5-х74,0 м) В ПЛАСТЕ БС10
ПС гк нк
2 4
4 8 БКЗ, Ом • м ВЭМКЗ, Ом • м Радиус, м
180 240 1 10 1 10 0 12
Усл. обозначения см. на рис. 1
ной, так и карбонатными и глинистыми прослоями, затрудняет интерпретацию данных электрометрии в пластах ограниченной мощности и может приводить к недостоверным оценкам флюидонасыще-ния. В этих случаях необходимо применение программно-алгоритмических средств двухмерной инверсии, позволяющей восстанавливать распределение УЭС как в радиальном, так и вертикальном направлениях. Используется поэтапная схема восстановления геоэлектрических параметров прискважинной зоны и пласта. Первый этап включает результаты одномерной инверсии на основе цилиндрической слоисто-однородной модели, которые уточняются на втором этапе в процессе двухмерной инверсии.
Рассмотрим примеры интерпретации материалов ГИС на интервале неокомского пласта БС1_2 в двух скважинах того же месторождения (рис. 3, 4). По данным ПС, ГК и НК коллектор мощностью 6 м является однородным, в то же время изменение по глубине кажущихся УЭС по ВЭМКЗ в одной скважине монотонное (см. рис. 3), а в другой скважине — уже не монотонное (см. рис. 4). Для численной инверсии первый коллектор (х93,2-х0 м) может быть рассмотрен как однородный, его мощность достаточна для применения цилиндрически-слоистой модели (см. рис. 3). При совместной инверсии выделяется зона проникновения толщиной 0,15 м и УЭС 30 Ом м, УЭС пласта составляет около 11 Ом м. Аналогично рассмотренным примерам, отсутствие окаймляющей зоны свидетельствует об обводнении смешанной водой.
Второй коллектор (х18,0-х27,4 м) характеризуется сложным вертикальным распределением УЭС, поэтому разделен на пять пластов (см. рис. 4). Результаты одномерной совместной инверсии на интервалах выделенных пластов уточнены с использованием инверсии сигналов
ВЭМКЗ на базе двухмерной модели. Пространственное распределение УЭС прискважинной зоны и не-
измененной части поэтапно восстанавливается по данным ВЭМКЗ с учетом радиальных зон и вертикаль-
Рис. 3. ДИАГРАММЫ ГИС (А) И РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ (Б) НА ИНТЕРВАЛЕ ОБВОДНЕННОГО КОЛЛЕКТОРА (х93,2-х0 м) В ПЛАСТЕ БС1-2
Усл. обозначения см. на рис. 1 -OIL AND GAS GEOLOGY, 32013-
Рис. 4. ДИАГРАММЫ ГИС (А) И РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ (Б) НА ИНТЕРВАЛЕ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОГО КОЛЛЕКТОРА (х18,0-х27,4 м)
В ПЛАСТЕ БС1-2
Усл. обозначения см. на рис. 1
ных границ пластов. Зона проникновения здесь имеет более сложное строение: выделяются тонкая
промытая прискважинная зона (толщина в среднем около 0,15 м, УЭС около 30 Ом м) и зона проник-
новения (толщина около 0,25 м, УЭС 8-10 Ом м). Параметры окаймляющей зоны: толщина от 0,1 м (в середине коллектора) до 0,2-0,3 м в кровле и подошве, УЭС 7 Ом м в кровле, далее с глубиной возрастает от 5,1 до 5,6 Ом м. Значение УЭС коллектора максимально (12-15 Ом м) в его середине, около 9 Ом м в кровле и 6-7 Ом м в нижней трети. Наличие хорошо выраженной окаймляющей зоны — основной признак насыщения смесью нефти и пластовой воды. Восстановление вертикально-неоднородного распределения УЭС прискважинной зоны и пластов-коллекторов, связанного с неравномерным флюидонасыщени-ем по глубине, следует проводить на основе двухмерной инверсии.
Аналогично пласт БС10 в одной из скважин характеризуется большой мощностью и однородностью физических свойств (рис. 5), а в другой — осложнен карбонатизиро-ванными и глинистыми прослоями (рис. 6). Для определения геоэлектрических параметров прискважин-ной зоны и пласта используется изложенная поэтапная схема. В мощном коллекторе (х64-х77 м) наблюдается слабое изменение УЭС с глубиной, поэтому проведена совместная инверсия на базе цилиндрически-слоистой модели (см. рис. 5). В радиальном направлении выделяется зона проникновения толщиной 0,16-0,17 м и УЭС около 30 Ом м, УЭС пласта около 7 Ом м. Окаймляющая зона выделяется только в верхней трети коллектора, но значение УЭС в ней близко к УЭС пласта. Это свидетельствует о небольшом содержании нефти в кровле интервала и опреснении воды в нижележащих пластах.
Для достоверного определения параметров сложнопостроен-ного коллектора (см. рис. 6, интервал х4-х9 м) распределение УЭС восстановлено с использованием одномерной инверсии с последующим
Рис. 5. ДИАГРАММЫ ГИС (А) И РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ (Б) НА ИНТЕРВАЛЕ ОБВОДНЕННОГО КОЛЛЕКТОРА (х64-х77 м) В ПЛАСТЕ БС10
Усл. обозначения см. на рис. 1
Рис. 6. ДИАГРАММЫ ГИС (А) И РЕЗУЛЬТАТЫ ЧИСЛЕННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ (Б) НА ИНТЕРВАЛЕ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОГО КОЛЛЕКТОРА (х4-х9 м)
В ПЛАСТЕ БС10
уточнением в рамках двухмерной модели по сигналам ВЭМКЗ. Относительно высокие значения (8-10 Ом м) УЭС незатронутой проникновением части пласта и хорошо выраженная окаймляющая зона с УЭС 4,5 Ом м в средней части коллектора указывают на отсутствие обводнения и свидетельствуют о насыщении нефтью и пластовой водой. Под этим интервалом песчаник карбонатизи-рован, ниже отметки *13 м выделяется мощный (до 9 м) карбонатный пласт с УЭС около 80 Ом м. Отметим, что обычно толщина слоев с карбонатным цементом в неоком-ских коллекторах составляет 1-3 м. Построенная в результате численной интерпретации реалистичная геоэлектрическая модель отражает адекватное распределение насыщения на интервале коллектора.
Выводы
Усл. обозначения см. на рис. 1
Приведенные примеры интерпретации практических материалов показывают, что численная инверсия данных БКЗ и ВЭМКЗ с построением геоэлектрической модели, описывающей пространственное распределение УЭС, позволяет уточнять строение измененной зоны даже при неглубоком проникновении и небольшом контрасте УЭС относительно неизмененной части пласта. Повышение достоверности количественного определения насыщения пластов-коллекторов, в том числе в условиях заводнения смешанными водами, достигается с помощью математического моделирования и численной инверсии по комплексу сигналов индукционных и гальванических зондирований. Показано, что в результате двухмерной инверсии данных ВЭМКЗ корректируются параметры кровли и подошвы и маломощных интервалов коллектора. Выделенная при инверсии окаймляющая зона является признаком наличия в коллекторе подвижной нефти, а ее отсут-
ствие при тех же значениях УЭС пласта указывает на обводнение пресной техногенной водой. Выводы по флюидонасыщению подтверждены специалистами, предоставившими каротажный материал.
Литература
1. Карогодин Ю.Н. Северное При-обье Западной Сибири / Ю.Н.Карого-дин, В.А.Казаненков, С.А.Рыльков, С.В.Ершов // Геология и нефтегазо-носность неокома (системно-литмоло-гический подход). — Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал Гео, 2000.
2. Кашеваров A.A. Гидродинамическая модель формирования зоны проникновения при бурении скважин / А.А.Кашеваров, И.Н.Ельцов, М.И.Эпов // Прикладная механика и техническая физика. - 2003. - Т. 44. - № 6.
3. Мкртчян О.М. Сейсмогеологи-ческое обоснование единой схемы корреляции продуктивных пластов неокома Среднего Приобья / О.М.Мкртчян, Н.М.Белкин, В.А.Дегтев // Сов. геология. - 1985. - № 11.
4. Наумов А.Л. Об особенностях формирования разреза неокомских от-
ложений Среднего Приобья / А.Л.Наумов, Т.М.Онищук, М.М.Биншток // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири // Тр. ТИИ. - 1977. - Вып. 64.
5. Нежданов A.A. Основные закономерности строения сейсмостратиг-рафических комплексов неокома Западной Сибири // Геофизические методы при обосновании объектов нефте-поисковых работ в центральных районах Западной Сибири — Тюмень: Изд-во ЗапСибНИГНИ, 1988.
6. Пирсон С.Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. - М.: Недра, 1966.
7. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ / Под ред. М.И.Эпова, Ю.Н.Антонова. — Новосибирск: Изд-во НИЦ ОИГГМ СО РАН, Изд-во СО РАН, 2000.
8. Эпов М.И. Система одномерной интерпретации данных высокочастотных индукционных каротажных зондирований / М.И.Эпов, М.Н.Никитенко // Геология и геофизика. — 1993. — Т. 34. — № 2.
9. Эпов М.И. Электромагнитный каротаж: моделирование и инверсия / М.И.Эпов, В.Н.Глинских. — Новосибирск: Изд-во Гео, 2005.
INTERPRETATION OF ELECTRIC SOUNDING DATA IN NEOCOMIAN RESERVOIR BEDS OF LATITUDINAL PRIOBIE
Epov M.I., Glinskikh V.N., Sukhorukova K.V., Pavlova M.A. (Trofimuk Institute of oil and gas geology and geophysics of Siberian branch of RAN)
Traditional procedures of electric sounding data interpretation don't allow with assurance to determine type of fluid saturation of flooded Neocomian reservoirs because formation resistivity in process of saturation of oil and water mixture as well as technogene fresh water proved to be practically similar. Information required to solve this problem is present in radial profile of electric resistivity being formed during filtration of clay mud in reservoir. Detailed regeneration of spatial distribution of resistivity is done on the basis of simultaneous inversion of electric and magnetic logging data. In vertically heterogeneous section characterized by non-uniform fluid saturation distribution with depth, the presence of carbonate and argillaceous thin interlayers, improving accuracy of digital interpretation results is achieved by applying algorithms of two dimensional modeling and inversion. The proposed approach allows with assurance to outline the edged zone as the main sign of oil content and carry out quantitative evaluation of reservoir saturation.
Key words: electric sounding; mud filtration; fluid saturation; technogene flooding; Neocomian reservoirs; electric resistivity distribution; digital interpretation; two dimensional inversion.
10. Эпов М.И. Новый аппаратурный комплекс геофизического каротажа СКЛ и программно-методические средства интерпретации EMF Pro / М.И.Эпов, К.Н.Каюров, И.Н.Ельцов и др. // Бурение и нефть. — 2010. — № 2.
© Коллектив авторов, 2013
Михаил Иванович Эпов, генеральный директор, доктор технических наук, академик РАН; EpovMI@ipgg.sbras.ru;
Вячеслав Николаевич Глинских, заведующий лабораторией; кандидат физико-математических наук, GlinskikhVN@ipgg.sbras.ru;
Карина Владимировна Сухорукова, старший научный сотрудник; кандидат технических наук, SuhorukovaKV@ipgg.sbras.ru;
Мария Александровна Павлова, научный сотрудник; кандидат геолого-минералогических наук, PavlovaMA@ipgg.sbras.ru.
