Preview

Известия высших учебных заведений. Геология и разведка

Расширенный поиск

Основы интерпретации данных ГИС для выделения перспективных отложений доманикового типа франско-фаменского возраста

https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-61-72

Полный текст:

Аннотация

Введение. В процессе изучения доманиковых продуктивных отложений франско-фаменского возраста возникает много неопределенностей при выделении эффективных толщин в разрезе. Несмотря на то что при разработке методических рекомендаций к выделению перспективных интервалов в отложениях доманикового типа на сегодня уже существуют некоторые подходы, например определение эффективной толщины по газовому каротажу при геолого-технических исследованиях, представленная методика интерпретации в публикации и другие методы решения проблемы продолжают развиваться, а повышение их эффективности не теряет своей актуальности.

Цель — разработать основные методические подходы для интерпретации ГИС с целью выделения перспективных отложений доманикового типа с наличием подвижных углеводородов (УВ). Материалы и методы. В работе отображены результаты исследований, проведенных по опубликованным данным геолого-геофизических исследований скважин ранее пробуренных в Бузулукской впадине, на основании которых построены основные зависимости ГИС, а также материалы керновых и геофизических исследований скважин ПАО «Газпром нефть» на территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. В рассматриваемых скважинах выполнен расширенный комплекс ГИС, проведены испытания и керновые исследования, включая геохимические, которые выполнялись в отложениях франского возраста, плотность исследований по 5—10 образцов на 1 пог. метр керна.

Результаты. В представленной работе впервые показаны основные методические подходы для выделения эффективных нефтенасыщенных толщин в отложениях доманикового типа по данным ГИС на основе комплексирования геолого-геофизических и геохимических данных, характеризующих вещественный и минералогический состав пород, содержание органического вещества, групповой состав углеводородов, генезис коллекторов. В разрезе идентифицированы породы с различными насыщающими их углеводородами по групповому составу, определяющими их подвижность. Получены граничные значения при интерпретации методов ГИС для пород доманикового типа, содержащих подвижные и неподвижные УВ. Предложенные методические подходы были опробованы на других скважинах участка в отложениях доманикового типа и площадях распространения доманиковой формации в Оренбургской области. В результате многократного практического применения и тестирования разработанной методики подтверждена ее эффективность.

Заключение. Основы интерпретации данных ГИС при выделении эффективных нефтенасыщенных толщин обоснованы геолого-геофизическими и геохимическими свойствами отложений доманикового типа.

Для цитирования:


Заграновская Д.Е., Исаева С.И., Захарова О.А. Основы интерпретации данных ГИС для выделения перспективных отложений доманикового типа франско-фаменского возраста. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020;63(2):61-72. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-61-72

For citation:


Zagranovskaya D.E., Isaeva S.I., Zakharova O.A. Fundamentals of well logging data interpretation for determining prospective Frasnian-Famennian Domanik deposits. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2020;63(2):61-72. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-61-72

Отложения доманикового типа Волго-Ураль­ского нефтегазоносного бассейна давно привле­кают своим нефтегазоносным потенциалом мно­гие нефтяные компании. Рассматриваемый объект характеризуется сложным строением и до сих пор является предметом изучения, хотя вскрывает­ся многими глубокими скважинами, пробуренными на нижележащие нефтегазоносные горизонты. Кер­новый материал из отложений доманикового типа лишь в последнее время начали целенаправленно отбирать и изучать в полном объеме, поэтому основ­ная геолого-геофизическая информация об объекте заключена в данных выполненного комплекса ГИС (геофизические исследования скважин), методиче­ские приемы комплексной интерпретации которого показаны в представленной работе.

В публикации впервые показаны основы ин­терпретации ГИС для выделения эффективных нефтенасыщенных толщин в отложениях домани­кового типа с учетом выявленных геолого-геофи­зических и геохимических особенностей отложе­ний, определяемых с целью достоверной оценки запасов и ресурсного потенциала отложений.

В работе использованы опубликованные дан­ные геолого-геофизичнских исследований сква­жин Бузулукской впадины, на основании которых построены основные зависимости ГИС (эти сква­жины участвовали в составлении временных мето­дических рекомендаций), а также материалы кер­новых и геофизических исследований скважин ПАО «Газпром нефть» на территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна. В рассматриваемых скважинах выполнен расширенный комплекс ГИС, проведены испытания и керновые исследования, включая геохимические.

Исследования проводились отдельно для каж­дого яруса фаменского и франского возраста и да­лее в целом для всего интервала отложений доманикового типа.

Концептуальное строение отложений доманикового типа

Отложения доманикового типа представляют собой кремниево-карбонатные и карбонатно­кремниевые породы со сланцевой текстурой, с прослоями карбонатных брекчий, известняков и вторичных доломитов, с повышенным содержа­нием органического вещества (ОВ). Отложения характеризуются тонким переслаиванием про­пластков кремниевых и карбонатных пород с со­держанием ОВ и углеводородов (УВ) различно­го группового состава. Основной особенностью отложений является повышенное содержание органического вещества [11], наличием битуминозности или смолисто-асфальтеновых веществ (САВ), а также подвижных углеводородов (УВ) — нефти. Битуминозность отложений обусловлена присутствием рассеянного органического веще­ства (ОВ) в матриксе породы и наличием битуминозности в стилолитах, внутри раковин тентакулит, в межкристаллической пустотности, в отдельных прослоях и в прожилках [5].

Областью аккумуляции подвижных УВ являют­ся кремнистые и доломитизированные карбонат­ные пропластки с наличием остатков и фрагмен­тов характерной фауны, водорослей, образующие чередующиеся прослои по 0,2—0,5 м [8]. Пу­стотное пространство в отложениях доманико­вого типа формируется в результате метасома­тических процессов и представлено трещинами, кавернами, межзернистой, межкристаллической пористостью и собственно органической пори­стостью (пористостью керогена). Для отложений доманикового типа, в основном в депрессионной части разреза, характерна «закрытая» система нефтегазонакопления, где основные преобразо­вания происходят за счет перераспределения вещества внутри комплекса в результате физико­химических свойств вещества, т.е. растворение, кристаллизация, уплотнения и других процессов при катагенезе, т.е. без привноса и выноса веще­ства по системе разломов, секущих объект [8].

Таким образом, при выделении эффектив­ных нефтенасыщенных толщин по данным ГИС в доманиковых продуктивных отложениях необ­ходима информация о вещественном и минера­логическом составе пород, вторичных процессах, изменивших матрикс породы и ОВ, представле­ние о генезисе нетрадиционных коллекторов, содержании и типе органического вещества [8] и геохимические данные по групповому составу УВ и их свойствах.

Методические подходы к интерпретации

По данным кернового материала скважин в раз­резе отложений франского и фаменского возрас­та среди плотных карбонатных пород выделяются пропластки, обогащенные органическим веще­ством, которые условно разделяются на нефтемате­ринские породы (НМП) с пористостью до 9% и бо­лее плотные пропластки, пустотное пространство которых заполнено неподвижными углеводорода­ми (САВ). В отложениях доманикового типа так­же прослеживаются спорадически (нерегулярно) развитые коллекторы с пористостью выше 4%, так называемые естественные коллекторы (ЕК), ха­рактеризующиеся свойствами традиционных кол­лекторов.

Как отмечалось выше, характерной особенно­стью изучаемого разреза является высокая слои­стость продуктивной части. По керновым данным в отложениях наблюдаются прослои, которые не превышают толщину 0,2 м. Этот факт значи­тельно усложняет достижение цели создания ме­тодических подходов к интерпретации каротажа, пространственная разрешающая способность ко­торого составляет не менее 0,4 м. Однако, несмот­ря на неоднозначность и недостаточную изучен­ность рассматриваемых отложений, в отложениях доманикового типа франского и фаменского воз­раста удалось выделить эффективную часть раз­реза и рассмотреть возможные методические под­ходы к интерпретации ГИС.

На первом этапе при интерпретации данных ГИС важно разделить породы с повышенным содержа­нием органического вещества (НМП) от вмеща­ющих карбонатов. Для этого по геохимическим определениям нефтематеринские породы были раз­граничены по содержанию органического угле­рода (Сорг) с отсечкой по значению более 1,5%. Необходимо отметить, что замеры органического вещества ТОС (содержание органического углеро­да) получены с помощью пиролиза Rock Eval, далее по тексту — Сорг. При интерпретации ГИС выдели­ли пропластки с граничным значением по урано­вой составляющей спектрального гамма-каротажа (ГК-С), которая имеет корреляционную связь [8] с выделенными прослоями по Сорг более 1,5%. Для расчета содержания органического вещества использовалась зависимость типа «керн — ГИС», которая показывает, как урановая составляющая спектрального гамма-каротажа (ГК-С) связана с Сорг [8]. Полученный коэффициент корреля­ции для этих характеристик составляет 0,56, его невысокое значение указывает на редкий отбор образцов керна на геохимические исследова­ния, который частично охватывает рассматрива­емый интервал и не отражает полного представ­ления о содержании органического вещества в разрезе, а также невысокую разрешающую способность ГИС. При использовании теплофи­зического каротажа на керне [9] для скважин по результатам профилирования теплопроводно­сти получают непрерывный профиль Сорг по все­му разрезу [10], что позволяет получить данные о существенно более тесной связи урановой со­ставляющей по данным ГК-С с величиной Сорг. Так как непрерывный теплофизический каротаж еще не выполнялся в рассматриваемых скважинах, в последующих работах при проведении полного комплекса геолого-геофизических исследований, включая теплофизический, будут использова­ны более точные корреляционные зависимости «керн — ГИС» «Сорг-теплопроводность — ГК».

Так как отложения франского и фаменского ярусов чуть отличаются литологическим составом пород и распределением УВ по разрезу, на на­чальном этапе исследований для выделения кол­лекторов с повышенным содержанием Сорг более 1,5% граничные значения урановой состав­ляющей устанавливались для каждого страти­графического интервала отдельно и составили 5,8% для франского и 5% для фаменского яру­сов. Однако в процессе анализа данных для вы­деления пород с повышенным Сорг граничное значение приняли единым для всего интерва­ла, так как разница в значениях при разделении на стратиграфические интервалы несущественна и логичнее рассматривать весь интервал в це­лом. В итоге граничное значение по урановой составляющей принято в 5,3% в целом для всего франско-фаменского интервала (рис. 1а).

Для выделения вмещающих пород и пород с повышенным Сорг были получены также гранич­ные отсечки по данным акустического каротажа и водородосодержанию. На рисунках 1б и 1в пред­ставлены гистограммы для интервала франскофаменского возраста в целом. Принятая отсечка по данным акустического каротажа, характеризу­ющая возможные зоны разуплотнения, для всего интервала составила 190 мкс/м (рис. 1б).

Принятая отсечка по водородосодержанию, характеризующая пустотное пространство по­роды, для всего интервала с разделением пород с граничным значением по ТОС в 1,5% составила 6,3% (рис. 1 в).

Как отмечалось ранее, породы с повышенным содержанием Сорг (НМП) можно разделить на по­роды с различными насыщающими их углеводо­родами по групповому составу, определяющему их подвижность. Так, нефтематеринские породы (НМП) подразделяются на пропластки с подвижны­ми УВ [4] и битуминозными прослоями с содержа­нием смолисто-асфальтеновых веществ — с непо­движными УВ (САВ), которые из-за длины молекул не способны мигрировать через карбонатные тол­щи. По данным исследований керна и шлифов на­блюдаются прослои, в которых коллекторские свойства занижены или вообще отсутствуют за счет заполнения пустотного пространства смолисто-асфальтеновыми веществами, т.е. неподвижными УВ, и также выделяются прослои с повышенной пористостью. Распределение битуминозности в породах доманикового типа показано на шлифах (рис. 1), где битуминозность развита в межкри­сталлическом пространстве и по стилолитам в интракластовом (обломки водорослевого известня­ка) полибиодетритово-микритовом доломитистом известняке. Также битуминозность наблюдается в межкристаллическом пространстве в известняках (рис. 2а, б). По данным ГИС для данного разделе­ния использовалось граничное значение по боко­вому каротажу — 870 Омм. Отмечаются пропластки с наличием смолисто-асфальтеновых веществ в карбонатных породах, для которых характер­ны очень высокие сопротивления, до 10 000 Омм. Принятое граничное значение обосновывает выде­ление пропластков с САВ в толще породы с повы­шенным содержанием Сорг (НМП).

Для разделения высокопористых обогащенных Сорг пропластков от пропластков, содержащих САВ с низкими коллекторскими свойствами интер­вала франско-фаменского возраста, также получе­но граничное значение сопротивления по боково­му каротажу, которое составляет 870 Омм (рис. 3). Стоит отметить, что данное значение для всего ин­тервала аналогично и для франского яруса, если его рассматривать отдельно без фаменского яруса.

Битуминозные прослои характеризуются отсут­ствием пористости, что косвенно подтверждает их причастность к плотным породам, содержа­щим смолисто-асфальтеновые вещества, которые относятся к неподвижным УВ.

Рис. 1. Граничное значение разделения пород. а) с повышенным содержанием Сорг, более 1,5% от вмещающих по урановой составляющей ГК-С (спектральный гамма-каротаж); б) по акустиче­скому каротажу для всего интервала; в) по водо­родосодержанию для всего интервала. Оранжевым цветом на рисунке представлены НМП, синим — вмещающая порода
Fig. 1. Boundary value of rock separation. a) with an increased TOC more than 1.5% from those containing the uranium component of SGR (spectral gamma-ray logging); б) by acoustic logging for the entire interval; в) by hydrogen content for the entire interval. The orange color in the drawing represents the OPR (oil-producing rocks), and the blue color represents the host rock

Рис. 2. Шлифы. Распределение битуминозности в породах доманикового типа. а — кристаллический извест­няк, битуминозность в межкристаллическом пространстве; б — интракластовый (обломки водорослевого известняка) полибиодетритово-микритовый доломитистый известняк. Коричневая битуминозность в меж­кристаллическом пространстве и по стилолитам. Описание шлифов — Газпромнефть НТЦ Fig. 2. Thin sections. The distribution of bituminosity in the rocks of the domanik type. a — crystalline limestone bitu­minous in the inter-crystalline space; б — intraclastic (fragments of algal limestone) polybiodetrite-micrite dolomitic limestone. Brown bituminous content in the intergranular space and on stylolites. The description of thin sections — Gazpromneft NTC

Рис. 3. Граничное значение сопротивления для вы­деления пористых пород, содержащих Сорг (НМП), и битуминозных пород с неподвижными УВ (САВ) для интервала франско-фаменского возраста по боковому каротажу. Оранжевым цветом на рисунке представлены НМП, серым — битуминозные про­пластки (САВ)
Fig. 3. The boundary value of the resistance for the selection of porous rocks containing TOC (OPR) and bituminous rocks with fixed RAS (resinous-asphaltene substances) for the Franco-famen age interval by lat­eral logging. The orange color in the drawing represents the OPR, and the gray color represents the bituminous patches (RAS)

Ранее, при исследовании Оренбургского неф­тегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), была разработана методика выделения эффектив­ных толщин в битуминозных пермских отложениях (г. Тверь) [2]. В результате битуминозные участки раз­реза и пласты, выявляемые по данным БК и ГК, ис­ключаются из разряда возможных коллекторов неза­висимо от величины пористости. Это связано с тем, что авторы методики рассматривали отложения с наличием только битуминозных пропластков (САВ) с неподвижным флюидом. Хотя в разрезе кроме САВ отмечаются пропластки карбонатных пород с вы­соким содержанием Сорг и наличием подвижных углеводородов (аналогичных породам доманикового типа), в результате интерпретации по методике [2] большая часть коллекторов с органической по­ристостью остается не учтенной, что сильно зани­жает нефтегазоносный потенциал рассматриваемых «сланцевых» отложений.

Нами предлагается рассматривать свойства по­род с учетом группового состава углеводородов, которые рекомендуется разделить по физическим свойствам на подвижные и неподвижные.

Объемная минералогическая модель

В целом, отложения доманикового типа харак­теризуются низкими коллекторскими свойства­ми. Но следует отметить, что наблюдается пре­имущественная обогащенность органическим веществом (Сорг) отдельных литологических раз­ностей пород. Более высокие значения Сорг на­ходятся в поле пород с высокой кремнистостью и повышенной пористостью. Развитие естествен­ных коллекторов с более низким содержанием Сорг характеризуется вторичной доломитизацией (рис. 4) [3][7]. На рисунке 4 данные интервалы вы­делены голубым цветом.

Рис. 4. Объемная минералогическая модель для отложений доманикового типа фаменского яруса. ДГК — двой­ной разностный параметр по гамма-каротажу; Кn — коэффициент пористости по комплексу методов ГИС; Кп_ГГК-п — коэффициент пористости по плотностному каротажу; ПЗ — каротаж сопротивления, потен­циал-зонд; БК — боковой каротаж
Figure 4. Volume mineralogical model for domanic type deposits of the famen tier. DGR — gamma ray delta; Kp — po­rosity coefficient for a complex of well-logging; Kp_ggk-p — porosity coefficient for density logging; PZ — resistance logging; BK — lateral log resistivity

Вероятно, что наличие высоких показаний гам­ма-каротажа связано с присутствием глинистости в этих отложениях, однако отложения доманико­вого типа состоят в основном из карбонатных и кремнистых пород и содержат менее 3—5% глинистого вещества в разрезе. Для удобства использования гамма-каротажа при интерпрета­ции использовался двойной разностный пара­метр (ΔJγ). Максимальные значения ГК принима­лись в выдержанных радиоактивных интервалах, а наименьшие показания ГК — против чистых неглинистых карбонатных пород. При сопостав­лении минерального состава с данными ГИС в отложениях доманикового типа наличие пори­стости наблюдается как в кремниевых [12], так и в доломитизированных породах [7]. Анализи­руя вещественный и минералогический состав породы, можно сделать выводы, что пористость в кремниевых и доломитизированных породах доманикового типа является органической [3], однако для более однозначного вывода требуется дополнительное изучение шлифов. Для опреде­ления пористости по данным ГИС в доманиковых продуктивных отложениях построена объем­ная минералогическая модель на основании си­стемы линейных петрофизических уравнений [6]. Оценка пористости проводилась путем комплексирования акустического, плотностного и ней­тронного методов.

Входными параметрами являлись данные мето­да ECS (литосканер), акустического и плотностно­го каротажа и оценки водородосодержания по нейтронному каротажу. Данные взаимосвязи описываются системой линейных петрофизиче­ских уравнений:

где ΔT — интервальное время, мкс/м; ΔТж и ΔТск — интервальное время в твердой и жидкой фазе для основных пород, мкс/м; р — плотность пород по данным плотностного каротажа; рж, рск — плот­ность в твердой и жидкой фазе для основных по­род; W — водородосодержание.

Рассчитанная по каротажу пористость (Кп по_ГИС) имеет тесную корреляционную связь с пористостью, определенной по керну.

Следующим этапом интерпретации отложений доманикового типа являлось выделение есте­ственного коллектора.

ЕК называется порода, способная вмещать флю­ид и отдавать его в любых, даже незначительных ко­личествах без стимуляции коллектора [8]. Обычно ЕК характеризуется наличием прямых признаков по каротажу (радиальный градиент сопротивле­ний, измеренных зондами с разной глубинностью исследований и сужение диаметра скважин, за­фиксированное на кривой кавернометрии), од­нако в разрезе фаменского и франского возраста зачастую отсутствуют прямые признаки, что зна­чительно усложняет выделение коллектора. В та­ких случаях ЕК выделяется по следующим геофи­зическим характеристикам:

  • наличие разуплотнения по методам акустики и плотности,
  • содержание органического вещества (Сорг) ниже 1,5%,
  • пониженные показания гамма-каротажа и ней­тронных методов,
  • пористость выше 4%,
  • повышенные газопоказания (данный метод но­сит ориентировочный характер и требует уточне­ния границ выделяемого коллектора) [1].

На рисунке 5 представлен пример выделе­ния ЕК. По данным ГИС видно, что наличие ЕК подтверждено испытаниями, однако интервалы естественных коллекторов имеют высокие значе­ния электрического сопротивления, что, вероят­но, связано с тонкослоистостью разреза. Также на планшете видно, что аномалия, выделенная по газовому каротажу носит косвенный характер и, однозначно, требует уточнения границ выделя­емых коллекторов [12].

Рис. 5. Пример выделения естественных коллекторов для отложений доманикового типа франского яруса. ПЗ — каротаж сопротивления, потенциал-зонд; БК — боковой каротаж; Сорг — содержание органическо­го углерода; Уран (ГК-С) — урановая составляющая по ГК-С; АК — акустический каротаж; ГГК-п — плот­ностной каротаж; Кп — коэффициент пористости по комплексу методов ГИС; Кп_ЯМК — коэффициент пористости по ядерно-магнитному каротажу; С1, С2, С3 — содержание углеводородных газов по газовому каротажу. Красной пунктирной линией на рисунке обозначена область ЕК
Fig. 5. Example of allocation of natural reservoirs for deposits of the domanic type of the Fran tier. PZ — resistance logging, potential-probe; BK — lateral log resistivity; TOC — organic carbon content; Uranium (SGR) — the uranium component of SGR; AK — compressional slowness; GGK-p — bulk density; KP — porosity coefficient for a complex of well-logging methods; Kp_NMR — porosity coefficient for nuclear magnetic logging; C1, C2, C3 — the content of hydrocarbon gases for gas logging. The red dotted line in the drawing indicates the NR (natural reservoir) area

Предложенные методические подходы были опробованы на других скважинах участка в отло­жениях доманикового типа и площадях распро­странения доманиковой формации в Оренбургской области. В результате многократного практическо­го применения и тестирования разработанной ме­тодики подтверждена ее эффективность.

Выводы

  1. Впервые охарактеризованы методические подходы выделения эффективных толщин для от­ложений доманикового типа по данным ГИС с це­лью достоверной оценки запасов и ресурсного потенциала.
  2. Основы интерпретации данных ГИС при вы­делении эффективных нефтенасыщенных толщин обоснованы на выявленных геолого-геофизиче­ских и геохимических особенностях отложений.
  3. В разрезе выделены из вмещающих кремни­сто-карбонатных пород — собственно нефтема­теринские породы (НМП), в которых выделяются пропластки, содержащие смолисто-асфальтеновые вещества (САВ).
  4. Естественные коллекторы (ЕК), спорадиче­ски развитые по всему разрезу.
  5. Впервые показаны граничные значения по комплексу ГИС для разделения отложений, обогащенных органическим углеродом франско-фаменского возраста на пропластки с содержани­ем углеводородов различной подвижности.
  6. Выявленные граничные значения по мето­дам ГИС для франского и фаменского ярусов раз­личаются, однако в целом это не приводит к су­щественной разнице по эффективным нефтенасы­щенным толщинам.
  7. Более точные корреляционные зависимо­сти по содержанию органического вещества «керн-ГИС» будут получены только при примене­нии непрерывного теплофизического профилиро­вания на керне.
  8. Выделение эффективной части разреза для отложений доманикового типа исследуемых площадей определено следующими граничными критериями по данным геофизических исследова­ний скважин:
  • урановая составляющая (по ГК-С) ≥ 5,3%,
  • акустическая плотность (по акустическому ка­ротажу) ≥ 190 US/M,
  • водородосодержание (по нейтронному каро­тажу) ≥ 6,3%.
  1. Граничное значение сопротивления для раз­деления пропластков с учетом группового состава УВ и их подвижности (САВ и нефть) по БК состав­ляет 870 Омм.
  2. Выделение спорадически развитого есте­ственного коллектора характеризуется:
  • минимальными показаниями плотностного ка­ротажа,
  • максимальными показаниями акустического каротажа,
  • граничным коэффициентом пористости, рав­ным 4%,
  • подтверждением по результатам испытаний и аномальных значений по газовому каротажу.

Список литературы

1. Богданович Н.Н., Десяткин А.С., Добрынин В.М. Геофизические исследования скважин. М.: ИнфраИнженерия, 2009. 960 с.

2. Боярчук А.Ф. Разработка методики определения параметров продуктивных пластов с учетом их битуминозности в сакмаро-артинских отложениях Восточного участка Оренбургского месторождения по данным ГИС и петрофизических исследований // Научно-исследовательская работа. ОАО НПЦ. Тверьгеофизика, 2006. 84 с.

3. Вашкевич А.А., Стрижнев К.В, Шашель В.А., Захарова О.А., Заграновская Д.Е., Морозов Н.В. Геолого-геофизические особенности строения отложений доманикового типа, влияющие на оценку запасов и ресурсного потенциала УВ // Нефтяное хозяйство. 2019. № 12. С.16—20.

4. Вашкевич А.А., Стрижнев К.В., Шашель В.А., Захарова О.А., Касьяненко А.А., Заграновская Д.Е., Гребенкина Н.Ю. Прогноз перспективных зон для отложений доманикового типа на территории Волго-Уральской НГП // Нефтяное хозяйство. 2018. № 12. С. 14—17.

5. Горожанин В.М., Горожанина Е.Н., Артюшкова О.В., Заграновская Д.Е., Захарова О.А. Вторичное минералообразование в породах доманикового горизонта // Фациальный анализ в литологии: теория и практика. М.: МАКС Пресс, 2019. С. 38—40.

6. Джеббар Тиаб. Петрофизика. Теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. Кидлингтон: Эльзевир, 2016. 894 с.

7. Заграновская Д.Е., Коробов А.Д., Стрижнев К.В., Жуков В.В. Определение генезиса нетрадиционных коллекторов с целью картирования перспективных площадей свободной нефти в отложениях баженовского горизонта на примере Пальяновской площади Красноленинского месторождения // Недропользование XXI век. 2017. № 1. С. 24—35.

8. Петерсилье В.И., Пороскун В.И, Яценко Г.Г. Методические Рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. М.: ВНИГНИ, НПЦ Тверьгеофизика, 2003. 258 с.

9. Попов Ю.А., Попов Е.Ю., Чехонин Е.М., Габова А.В., Ромушкевич Р.А., Спасенных М.Ю., Заграновская Д.Е. Исследование баженовской свиты с применением непрерывного профилирования тепловых свойств на керне // Нефтяное хозяйство. 2017. № 3. С. 22—27.

10. Попов Е.Ю., Габова А.В., Карпов И.А., Заграновская Д.Е., Ромушкевич Р.А., Спасенных М.Ю., Чехонин Е.М., Попов Ю.А. Связь теплопроводности и естественной радиоактивности пород баженовской свиты по данным гамма-каротажа, гамма-спектрометрии и теплофизического каротажа на керне EAGE «Геомодель-2016». Геленджик, РФ, 12—16 сентября, 2016. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201602271

11. Ступакова А.В., Калмыков Г.А., Коробова Н.И., Фадеева Н.П., Гатовский Ю.А., Суслова А.А., Сауткин Р.С., Пронина Н.В., Большакова М.А., Завьялова А.П., Чупахина В.В., Петракова Н.Н., Мифтахова А.А. Доманиковые отложения ВолгоУральского бассейна — типы разреза, условия формирования и перспективы нефтегазоносности // Георесурсы, Спецвыпуск. 2017. Ч. 1. С. 112—124.

12. Ульмишек Г.Ф., Шаломеенко А.В., Холтон Д.Ю. и др. Нетрадиционные резервуары нефти в доманиковой толще Оренбургской области // Геология нефти и газа. 2017. № 5. C. 67—77.


Об авторах

Д. Е. Заграновская
ООО «Газпромнефть НТЦ»
Россия

Заграновская Джулия Егоровна — эксперт по оценке запасов нетрадиционных коллекторов департамента региональной геологии. Scopus Author ID: 35390675500, SPIN-код: 7975-3633

75—79, лит. Д, наб. реки Мойки, г. Санкт-Петербург 190000



С. И. Исаева
ООО «Газпромнефть НТЦ»
Россия

Исаева Светлана Игоревна — главный специалист геофизик департамента геологической поддержки проектов. Scopus Author ID: 57205613181 (Chizhova, S.), SPIN-код: 7127-5940

75—79, лит. Д, наб. реки Мойки, г. Санкт-Петербург 190000



О. А. Захарова
ООО «Газпромнефть НТЦ»
Россия

Захарова Оксана Александровна — начальник департамента региональной геологии. Scopus Author ID: 57194049790, SPIN-код: 5949-5111

75—79, лит. Д, наб. реки Мойки, г. Санкт-Петербург 190000



Для цитирования:


Заграновская Д.Е., Исаева С.И., Захарова О.А. Основы интерпретации данных ГИС для выделения перспективных отложений доманикового типа франско-фаменского возраста. Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2020;63(2):61-72. https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-61-72

For citation:


Zagranovskaya D.E., Isaeva S.I., Zakharova O.A. Fundamentals of well logging data interpretation for determining prospective Frasnian-Famennian Domanik deposits. Proceedings of higher educational establishments. Geology and Exploration. 2020;63(2):61-72. (In Russ.) https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-2-61-72

Просмотров: 65


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 0016-7762 (Print)
ISSN 2618-8708 (Online)