Введение

ВВЕДЕНИЕ

Развиваясь, человечество начинает использовать все новые виды ресурсов (атомную и геотермальную энергию, солнечную, гидроэнергию приливов и отливов, ветряную и другие нетрадиционные источники).Однако главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Наибольшее значение в топливной промышленности страны принадлежит трем отраслям: нефтяной ,газовой и угольной, из которых особо выделяется нефтяная.

Нефтяные базы были опорой советского руководства. Дешевая нефть обеспечивала оттяжку структурной перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть привязывала страны восточного блока. Валютные доходы от ее экспорта позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами.

С тех пор изменилось многое. Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается процесс реорганизации российского административного пространства. Появляются новые региональные образования. Но нефть по-прежнему - важнейший источник валюты для страны.

Действительно, отрасли ТЭК дают не менее 60% валютных поступлений, в Россию, позволяют иметь положительное внешнеторговое сальдо, поддерживать курс рубля. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.

Велика роль нефти и в политики. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.

Таким образом, нефть - это богатство России. Нефтяная промышленность РФ тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.

Россия пока не выступала как активный самостоятельный субъект в мировой энергетической политике, хотя малейшие социально-экономические и политические обострения в Москве или Тюмени тут же отражаются на стоимости нефти на биржах Нью-Йорка или Лондона. ,

До настоящего времени нефтяную политику определяли два картеля - западный и восточный. Первый объединяет 6 крупнейших нефтяных компаний, на которые приходятся 40% нефтедобычи стран, не входящих в ОПЕК. Совокупный объем продаж этих компаний в 1991 году составил почти 400 млрд. долларов. В восточный картель (ОПЕК) входят 13 стран, дающих 38 процентов всей мировой добычи и 61 процент мирового экспорта нефти. Добыча России составляет 10% мировой, поэтому можно с уверенностью сказать, что страна занимает сильные позиции на международном рынке нефти. Например, эксперты ОПЕК заявили, что государства, входящие в эту организацию, не смогут восполнить нехватку нефти, если мировой рынок покинет РФ (см. приложение 1).

Кроме того, в обозримом будущем нефть заменить нечем. Мировой спрос будет расти на 1,5 процента в год, а предложение существенно не возрастет. До энергетического кризиса 1973 года в течение 70 лет мировая добыча практически удваивалась каждые десять лет. Однако сейчас из стран - членов ОПЕК располагающих 66% мировых запасов, лишь четыре страны могут ощутимо увеличить объем нефтедобычи (Саудовская Аравия, Кувейт, . Нигерия, Габон). Тем более существенной становиться роль России, иначе ряд экспертов не исключают возможность скорого возникновения очередного энергетического кризиса.

1.  Эмировское нефтяное месторождение

Месторождение расположено к юго-востоку от пос. Южно –Сухокумск.

Одноименная структура, названная в честь Героя Советского Союза летчика-истребителя , погибшего в 1942 г в боях за Кавказ, была подготовлена к бурению сейсморазведкой МОВ в 1968 г. Кроме этого, восточнее от нее были выявлены две качественно приподнятые зоны, с которыми связывалось существование малоамплитудных поднятий (рис. 42) .

Поисковое бурение было начато в ноябре 1970 г. Заложением скважин в своде небольшого куполовидного поднятия ( 1,2x0,8 км) оконтуренного изогипсой --- 3520 м. При опробовании пластоиспытателемIX1 пласта (интервал 3284---3293 м) был получен приток нефти и газа с признаками воды. Такой же результат был томечен при опробовании XIII2 пласта. Первые промышленный приток нефти в скважину. I был получен в марте 1972 г. При испытании VIII2 бурения скважин 3 и 4 в центральных частях вышеуказанных приподнятых зон. Однако в них были получены отрицательные результаты, и геологоразведочные работы на площади были прекращены. Всего здесь пробурено 4 скважины объемами 15322 м. Из них лишь в одной скважине. I отмеченпромышленныйпритокнефти.

В пределах Эмировского месторождения наиболее древние отложения (фундамент) вскрыты в скважинах 1 и 2, расположенных в западной части Эмировской площади, где на глубинах 3618 м и 3641 м, соответственно, встречены сильно дислоцированные филитизированные глинистые сланцы, по которым в скважинах. 1 пройдено 300 м. К востоку отмечается их нарастание и появление нижней юры. Так, в скважине 4 отмечено появление и триасовых (возможно, нефтекумская свита) пород. Вышезалегаюшие верхнеюрские и нижнемеловые отложения представлены в полном стратиграфическом объеме, где выделены все регионально нефтегазоносные пласты.

Структура месторождения бурением изучена недостаточно. В пределах пробуренных скважин 1, 3, 4, образующих региональный профиль, меловые и юрские отложения имеют пологое моноклинальное залегание с воздыманием слоев на запад, осложняясь в районе скважины 1 и 2 малоамплитудным куполовидным поднятием, положения свода которого осталось не выясненным.

Как указывалось выше, на Эмировском месторождении выявлена единственная нефтяная залежь в XIII2 пласте нижнего мела, представленном кварцевыми песчаниками мощностью 9---12 м.

Литологический одновременно этот пласт в скважине 1 и 2, где лишь подошвенная часть его замещается глинистыми алевролитами. Открытая пористость песчаников ----16%, проницаемость ----100 мД. При испытаний VIII2 пласта в скважин 1 (интервал 3268---3274 м) получен приток нефти дебитом 58 м3/сут и газа 2600 м3/сут, а в скважине 3 из интервала 3273---3276 м--- вода с пленками нефти. Залежь ---3272 м. Начальное пластовое давление ---33,5 Мпа, температура --- 1360С. Режим залежи --- упруговодонапорный. Газовый фактор --- 393 м3/т.

Помимо описанной залежи, кратковременный промышленный приток нефти (дебит 80 м3/сут через 10 мм штуцер) был получен в скважине 1 при испытаний XI1 пласта (интервал 3280---3287 м). Однако скважина через сутки работы обводнилась, что связано с прорывом подошвенных вод. Приток нефти с газом и незначительным количеством воды в скважине 1 отмечалась при опробовании пластоиспытателемXIII2 пласта (интервал 3423---3432 м). Однако при испытании в колонне из него удалось получить только непереливаюший приток воды с обильными пленками нефти.

Нефть VIII2 пласта нижнего мела легкая, удельного веса ---0,8212 г/см3 ,выход легких фракций до 300оС ---53%. Компонентный состав нефти характеризуется следующими показателями (весовые % ): метановых---16,3 , селикогелевых смол---3,32 , асфальтенов---0,39 ; серы---0,1. Групповой углеводородный состав (весовой % ): метановых ---61, нефтеновых ---25, аромотических ---13, указывает на принадлежность нефти к метановому типу.

Попутный газ обладает повышенным удельным весом (0,887 по воздуху ). По составу он характеризуется содержанием (объемный % ) метан ---68,33; этана ---11,78; пропана ---5,5; изобутана ---1,48; нормального бутана ---1,79; пентана + высшие 2,78; сероводорода ---0,087; азота ---5,1; углекислого газа ---2,59.

Перспективы Эмировского месторождение связываются с доразведкой купола, где выявлена залежь нефти в VIII2 пласте.

Если предположить, что свод структуры смещен к западу от скважины 1 , а амплитуда структуры при этом возрастает, то продуктивными могут оказаться IX, XIII1, XIII2 и другие пласты, в которых были отмечены признаки нефти в скважинах 1. Для уточнения положения свода структуры необходимо провести высокоточную сейсморазведку, включая прямой поисковый метод, который позволит в разрезе нижнего мела и юры выявить продуктивные пласты. При проведений дальнейших поисково-разведочных работ следует обратить внимание на куполовидное поднятие, выявленной ранее (в 1975 г.) в 2,5 км западнее скважин 1. Учитывая, что Эмировской площади происходит выклинивание нижнее-среднеюрских, а так-же триасовых отложений, опа оценивается перспективно для поисков литилого-стратиграфических залежей.

2.  Карбонатные породы

Известняк и доломит, два распространенных вида карбонатных пород, образуются за счет многочисленных осадочных отложений, таких, как известковые илы, осадившиеся неорганическим путем, обломки раковин, делювий, известковый песок, рифы, остатки мелких планктонных организмов. Начальная пористость и водопроницаемость большинства этих отложений после погребения довольно быстро изменились, так что первоначальная структура осадочных пород даже позднекайнозойского возраста сохранилась плохо. Наоборот, если осадочные породы с самого начала образовались как сравнительно водонепроницаемые и плотные, а затем и не деформировались, их структура остается неизменной практически неопределенное время. Некоторые более значительные изменения осадочных пород вызываются уплотнением пород, растворением арагонита и кальцита, переотложением известкового цемента и образованием доломита.

Начальная пористость сравнительно высока у многих известняков более молодого возраста. Но их водопроницаелюсть в общем низка, за исключением таких пород, как брекчии и ракушечник, в которых крупные поры не были заполнены цементом. Водопроницаемость может изменяться от менее 1 мдарсидля глинистых плотных известняков до нескольких тысяч дарси для частично сцементированных крупнообломочных брекчий. Промежуточные значения водопроницаемости от 10 до 500 мдарси наиболее характерны для известняков с начальной пористостью. Плотный кристаллический известняк обычно имеет водопроницаемость менее 1 мдарси.

Хотя некоторое первоначальное поровое пространство может сохраниться в древних известняках, с точки зрения получения воды более важными оказываются другие формы пористости. Наибольшее количество воды в осадочных породах пропускают трещины разлома и пустоты вторичного растворения (карстовые пустоты) вдоль поверхностей напластования и зон первоначальной пористости. Значительное поровое пространство также создается в результате постгенетического превращения кальцита в доломит. Если это диагенетическое изменение произойдет после процесса литификации пород, то 13% объема пород, сокращение которого вызвано превращением кальцита в доломит, останется в виде свободного пространства. Однако кристаллы доломита настолько малы, что водопроницаемость этой породы обычно не превышает 300 мдарси, если поры не увеличились под действием вторичного растворения.

Многочисленные определения пористости и проницаемости нефтеносных горизонтов дают величины такого же порядка. Например, работы в районе плато Колорадо показали, что карбонатные породы палеозойского возраста, первичная пористость которых обусловлена скоплением пластинок водорослей, имеют в среднем водопроницаемость 24 мдарси и пористость 9,5%. Было найдено, что известняк, пористость которого вызвана растворением оолитов, имеет среднюю водопроницаемость 3,4 мдарси и пористость 11,3%; известняк, бывший ракушечник, имеет среднюю водопроницаемость 5,1 мдарси и среднюю пористость 6,3%; водопроницаемость доломитов составляет в среднем 3,0 мдарси, а пористость — 13%. Наивысшая водопроницаемость среди всех изученных пород оказалась равной 1165 мдарси, а наивысшая пористость — 32,4%.

Простой расчет по гидравлике скважин на воду показывает, что водопроницаемость большинства древних карбонатных пород недостаточна для обеспечения притока даже нескольких галлонов воды в минуту к неглубоким скважинам. На первый взгляд это может показаться странным, поскольку карбонатные породы с проницаемостью 20—100 мдарси способны дать в нефтяные скважины большие количества нефти. Это очевидное несоответствие объяснимо, если учесть две важные диаметрально противоположные особенности добычи нефти и воды. Во-первых, нефтяные скважины обычно гораздо глубже скважин на воду, поэтому вблизи нефтяных скважин образуются более высокие градиенты. Во-вторых, производительность скважин на нефть и воду совершенно различна. Нефтяные скважины производительностью от 2 до 20 галл/мин считаются высокопродуктивными на большинстве нефтяных промыслов. Скважины, дающие воду для промышленности, коммунального водоснабжения и орошения, вероятнее всего будут считаться непроизводительными, если их дебит не достигнет по крайней мере 50 гагл/мин.

На основании данных о водопроницаемости палеозойских и некоторых более молодых карбонатных пород можно сделать важный вывод, что необходимо вести поиски зон вторичной пористости, происхождение которых связано с трещиноватостью и растворением. Зоны первичной пористости, проницаемость пород которых представляет интерес для нефтяной промышленности, не образуют хороших водоносных горизонтов. Но первичная пористость горных пород в целом имеет большое гидрогеологическое значение, так как создает емкость для накопления подземных вод, которые медленно подпитывают более проницаемые зоны. Следует, однако, отметить, что величины пористости, полученные в лаборатории, могут не соответствовать истинным ее значениям. Так, было обнаружено, что карбонатные породы в штате Кентукки, относящиеся к более или менее типичным палеозойским породам, имеют удельную водоотдачу всего лишь 0,18—0,87%, тогда как эта величина, рассчитанная на основании опубликованных данных о пористости, должна быть значительно больше.

Карбонатные породы с обширными каналами растворения или трещинами разлома, первоначально формировавшимися в одном направлении, имеют среднюю водопроницаемость, которая строго анизотропна. Следовательно, направление движения подземных вод нельзя предсказать, начертив только линии, ортогональные к изолиниям уровня подземных вод. Арноу предположил, что подземные воды в районе выхода на поверхность известняков Эдуардс вблизи Сан-Антонио, штат Техас, движутся почти параллельно гидроизогипсам. Поскольку эти известняки отличаются высокой каверноз-ностью, такое предположение кажется весьма обоснованны.

Все осадочные породы имеют некоторую слоистость, вызывающую анизотропию в вертикальном направлении по сравнению с горизонтальным. Многочисленные измерения водопроницаемости кернов песчаника, отобранных в штате Иллинойс, показывают, что медианное отношение горизонтальной водопроницаемости к вертикальной составляет 1,5; около 12% определений дали величину более 3,0. Вертикальная водопроницаемость немногим менее 6% изученных пород оказалась выше горизонтальной и, следовательно, отношение горизонтальной водопроницаемости к вертикальной составило менее 1,0.

3.  Все о песчано-глинистых породах

Изучение глинистых толщ, способных экранировать нефтяные и газовые залежи, имеет большое научное и практическое значение для выявления условий формирования и расформирования залежей, прогнозирования размещения скоплений нефти и газа, а также АВПД в залежи и его сохранения. Экранирующие способности глинистых покрышек зависят в основном от их проницаемости [3, 7].В целом глины пластичны, сильно уплотнены, но на глубокой стадии дегидратации они теряют эти свойства и проницаемость их увеличивается благодаря появлению трещиноватости. Следует считать, что при пористости глин выше критической, когда они находятся в пластическом состоянии, основным фактором, определяющим их экранирующую способность, является поровая проницаемость. В свою очередь, последняя зависит от величины пор, неоднородности минералогического состава глин и некоторых других факторовВ настоящей статье рассматривается зависимость водопроницаемости глин от их пористости, минералогического состава и степени песчанистости. Для этого были использованы результаты экспериментальных исследований, полученные на установке по формированию искусственных образцов горных пород из паст в камере высокого давления [1].Брали порошки природных каолинитовой, гжельской, асканской (Эти глины приобретались в минералогическом музее АН СССР.), а также сарматской, майкопской и меловой глин месторождений ЧИАССР. Первые три вида глин (см. таблицу) ориентировочно относятся к трем основным типам глинистых минералов: каолиниту, гидрослюде и монтмориллониту и существенно различаются по величине емкости катионного обмена (Qп).Чтобы исследовать влияние песчанистости на величину проницаемости, в пасты соответствующих глин добавлялось разное количество фракции 0,1 мм. Предварительно песок отсеивался, отмывался дистиллированной водой и высушивался. Приготовленная паста тщательно перемешивалась для равномерного (дисперсного) распределения в ней песка. Исследования проводились при температуре 22±2°С. Так как глинистая паста полностью насыщена водой, то при нагружении к ней можно применять классическую фильтрационную теорию уплотнения грунтов [2]. В эксперименте использовалась пресс-форма, моделирующая условия пласта бесконечного простирания. где v - скорость перемещения поршней относительно друг друга, м/с; hi - высота образца, м; Кпi-пористость образца, %; Pi - давление в пресс-форме, н/м2 (Па); m - коэффициент вязкости воды, принимаемый равным 1,01 Н-с/м2. Индекс i при соответствующих величинах в этом уравнении показывает мгновенные значения указанных параметров. Использование формулы предполагает, что моделируются условия, когда давление поровой жидкости в образце равно геостатическому. В природных условиях равенство геостатического и гидростатического давления встречается лишь в зонах АВПД при большой мощности глинистых толщ. Кроме того, искусственное формирование глинистых осадков не может полностью моделировать процесс их естественного уплотнения, так как не учитываются время уплотнения, изменение температуры пород с глубиной, условия седиментации и другие факторы. Однако полученные зависимости Кпр глин от других петрофизических параметров в первом приближении могут быть использованы для решения различных геологических задач. Приведены зависимости Кпр =f (Кп), полученные при изменении минералогического состава глин и количества песчаной фракции в объеме твердой фазы моделей песчано-глинистых пород. Анализ кривых Кпр=f (Кп) для чистых глин разного минералогического состава показывает, что глины при одинаковой величине Кп можно расположить в порядке возрастания величины их Кпр: асканская - сарматская - майкопская - гжельская - каолиновая - меловая. Это в целом согласуется с показателем Qп и количеством связанной воды. Кроме того, отмечается возрастание угла наклона зависимостей Кпр = f (Кп) для глин этого ряда. В общем величина Кпр глин изменяется в диапазоне 10-9-10-6 мкм2 при Кп =10-60%.

Сопоставление значений Кпр глин разного минералогического состава с Qп при Кп = const показывает, что между этими параметрами наблюдается линейная связь в билогарифмическом масштабе.

Представлены зависимости водопроницаемости глин от их пористости при различном содержании песчаного материала в объеме твердой фазы. Как видно, присутствие песчаной фракции в глинах приводит к возрастанию величины Кпр, причем к несколько большему для монтмориллонитовой глины. В среднем Кпр глин становится на порядок выше при увеличении содержания песчаного материала до 40 % от объема твердой фазы.

Полученные нами данные сравнивались с результатами определения водопроницаемости глинистых пород при естественном уплотнении, выполненными ранее. Показана зависимость [8] минимальной величины Кпр, соответствующей равновесному уплотнению глин, от Кп. Там же нанесена кривая Kпр = f (Кп), при построении которой была использована зависимость Кпр глинистых пород - покрышек Западно-Кубанского прогиба от глубины [3]. Как следует, наши экспериментальные данные в общих чертах согласуются с результатами других исследователей. Наблюдается та же тенденция изменения величин Кпр глин от Кп, однако при одном и том же значении Кп показатель Кпр отличается примерно на порядок. Это может быть обусловлено как неточностью расчета некоторых параметров, принятых в уравнении (1), например коэффициента вязкости воды, так и несходством Кпр природных и искусственных образцов глин при одинаковом значении их Кп благодаря различной упаковке глинистых частиц и степени песчанистости породы. В природных условиях глины всегда содержат некоторое количество песчано-алевритового материала. Поэтому последний фактор, вероятно, определяющий. Об этом свидетельствует и сопоставление зависимостей Kпр=f (Кп) кривых 1, 2 на рис. 1 для естественных пород с теми же зависимостями для модельных образцов глин с добавками песчаного материала от 20 до 40%. Как следует, эти зависимости хорошо сопоставляются между собой.

Таким образом, проведенные экспериментальные исследования по формированию образцов песчано-глинистых пород позволили установить характер зависимости между водопроницаемостью и пористостью глин с учетом изменения их минералогического состава (емкости катионного обмена) и содержания песчаного материала. Эти данные могут быть использованы при решении ряда вопросов, касающихся изучения экранирующих свойств глинистых покрышек.

4.  Корреляция разрезов скважин

Корреляция разрезов скважин - одна из труднейших задач геологии и геофизики, которую приходится решать с привлечением самой разнообразной информации. В данной статье предпринята попытка промоделировать процессы расчленения и корреляции геофизических разрезов скважин на ЭВМ. Корреляция пластов в осадочных толщах может преследовать две цели: 1) установление в разрезах различных скважин точек, которые в процессе накопления осадков одновременно принадлежали поверхности осадконакопления (синхронных точек); 2) выявление в разрезах скважин интервалов, принадлежащих сейчас или некогда одному геологическому телу (, 1968).

Представляется, что разрез состоит из подразделений нескольких уровней - крупных, однородных в определенном смысле интервалов, каждый из которых имеет более мелкие интервалы, а те, в свою очередь, еще более мелкие. При этом мощности интервалов в разрезе содержат группы характерных для каждого уровня, предпочтительных значений. Нужно описать разрез в несколько этапов, сначала грубо, без подробностей, затем детализировать его, расчленяя каждый из выделенных на предыдущем уровне интервалов по такому же принципу. В практике этому соответствует разбивка разреза на толщи, пачки, пласты, пропластки.

Алгоритм в первую очередь отделяет на геофизической кривой интервалы с повышенными значениями амплитуд от интервалов с пониженными. Положительные и отрицательные аномалии амплитуды рассматриваются относительно ее скользящего среднего значения, определяемого в каждой точке кривой как средняя величина отсчетов амплитуд в соседних точках на заданном интервале глубин. Интервал осреднения выбирается достаточно большим, например в одну треть длины очередного интервала расчленения. После того, как на исследуемом участке геофизической кривой f(x) проведена скользящая средняя линия f (х), строится функция расстояний каждой точки кривой от соответствующего ей значения скользящего среднего. В результате ось х разбивается на N интервалов с постоянными знаками этой функции (a1+ , a2-, a3+ ,..., am-). Пусть минимальная длина интервала из этой разбивки lj и lj<=L, где L зафиксировано. Исключим интервал aj. Для этого у aj меняется знак и он объединяется с соседними aj-1 и aj+1 в один интервал разбивки. Выбор минимального интервала и процедура его исключения из разбивки с объединением интервалов повторяется до тех пор, пока длины всех оставшихся интервалов не окажутся больше L. Полученное расчленение охарактеризуем числом N(L) оставшихся интервалов и вновь повторим процедуру объединения с большим L. Так, изменяя L, получаем функцию N(L). Эта функция монотонна (с увеличением L число интервалов не возрастает). Она характеризует степень организованности.

Может оказаться, что ни для одной из возможных f(х) не будет найдена такая функция N (L), обладающая “ступенькой”, т. е. не будет определена Lпор интервалов разбивок. Это означает, что исследуемый разрез не соответствует принятой модели, или, другими словами, не может быть кратко (и обстоятельно) описан. После того, как на одной из геофизических кривых по описанному алгоритму выделены пачки, пласты и пропластки, с помощью любого из уже разработанных алгоритмов отбивки границ пластов уточняются границы выделенных пластов (сначала по каждому методу отдельно, а затем, по комплексу методов).

Сопоставление геофизических разрезов скважин. В основу предлагаемых алгоритмов сопоставления геофизических разрезов скважин положена геометрическая модель геологических разрезов, основанная на следующих предположениях [4]: 1) геологический разрез состоит из нескольких этажей, каждый из которых построен по своему геометрическому закону; 2) внутри каждого этажа мощности входящих в него пластов изменяются от разреза к разрезу пропорционально расстоянию между разрезами, т. е. они подчиняются своему (для каждого этажа) закону перспективного соответствия. Пласты в разрезах залегают либо горизонтально, либо веерообразно. Это, вероятно, справедливо только для морских отложений, где поверхность осадконакопления в основном формировалась под действием гравитационных сил. Предполагается, что в дальнейшем пласты могли быть несколько смяты, однако границы их остаются параллельными и порядок не изменяется.

Алгоритм корреляции нерасчлененных геофизических диаграмм основан также на принципе похожести коррелирующих участков диаграмм в предположении, что относительные свойства пластов мало изменяются на рассматриваемой территории от разреза к разрезу. Мерой похожести выбрана величина нормированного коэффициента корреляции между сравниваемыми участками диаграмм (k). Чем более сходны участки, тем k ближе к +1. Алгоритм работает следующим образом. Одна из диаграмм произвольно разбивается на ряд участков. Вычисляется функция корреляции между каждым из этих участков и всеми участками такой же длины второй диаграммы. Эта функция имеет максимумы в некоторых точках. На корреляционном графике на одной оси отмечаются глубины первой диаграммы, на другой - второй. Для каждого из участков корреляции на координатную плоскость наносится ряд точек, первая координата которых соответствует глубине начала участка по первой диаграмме, а вторая - той глубине начала участка по второй, где функция корреляции достигла максимума Км, а также отмечается величина этого максимума. В самых благоприятных для корреляции случаях точки на графике, соответствующие наибольшему в каждом ряду максимуму Кмм, ложатся на корреляционную прямую, идущую под углом 45°, если мощности сопоставляемых интервалов равны, или под некоторым углом b, характеризующим закон соотношения мощностей на этих интервалах разрезов двух скважин. Может оказаться, что на каком-то отрезке функция корреляции достигнет значения Кмм не против соответствующего участка на второй диаграмме, а в другом месте. В такой ситуации исходя из принятой модели разрезов можно провести корреляцию не только по точкам с Кмм, но и через точки Км или даже там, где вообще отсутствует Км, если корреляция выше - и нижележащих отложений хорошо описывается выбранной корреляционной прямой.

Далее, через каждые три точки на корреляционном графике, соответствующие Кмм, проводится прямая, на которой отмечаются все другие Км, которые попадают с некоторым заданным допуском на эту прямую. Каждая такая прямая представляет собой вероятный вариант корреляции разрезов. Затем все полученные варианты анализируют, сравнивают и находят наиболее вероятные из них в смысле наилучшего удовлетворения принципам упорядоченности, перспективного соответствия, а также принципу похожести - по наибольшему среднему значению коэффициента корреляции точек, расположенных на корреляционной прямой. Второй из алгоритмов корреляции позволяет проводить ее без предварительного расчленения диаграмм или без надежных результатов расчленения.

Пример корреляции геофизических разрезов скважин с помощью ЭВМ. По описанным выше алгоритмам авторами были составлены программы, с помощью которых методика автоматической корреляции опробована на различных месторождениях. Приведем результаты корреляции карбонатных отложений верхнего девона - нижнего карбона платформенной части Пермской области на примере скв. 139, 147, 149 Савинской площади. Каждая из скважин представлена диаграммой градиент-зонда N2,0A0,5B, описывающей около 800 м разреза. Исходные диаграммы оцифрованы с шагом 1 м и попарно непрерывно скоррелированы. Рассмотрим более подробно корреляционный график пары скв. 147 и 139, полученный при машинной корреляции с помощью графопостроителя (рис. 4, А). На графике по осям нанесены глубины и сами кривые КС разрезов этих скважин, на корреляционное поле - точки пересечения границ реперов (I-VIII), выделенных геологами “вручную”. Кроме того, на графике обозначены полученные при работе программы точки корреляции соответственно их рангам для каждого из участков корреляции, а также корреляционные прямые, построенные с помощью программы по наиболее “сильным” из точек. Видно, что исследуемый разрез делится на четыре интервала. Первым 250 м разреза соответствует отрезок прямой; проходящей под углом 43° к оси глубин скв. 147, что свидетельствует о небольшом пропорциональном сокращении мощности разреза скв. 139. Этот отрезок характеризуется довольно высоким средним значением максимумов (К1 = 0,64). Второй отрезок, представляющий следующие 250 м разреза, имеет угол наклона 45°, что свидетельствует о равномерном залегании пластов в этом интервале. Корреляция здесь менее надежна, так как соответствующее значение К2=0,57. Нижний, четвертый интервал разреза мощностью около 200 м также выражен прямой, проходящей под углом 45° к осям графика, с очень сильным = 0,94, что говорит о большой надежности корреляции на этом интервале разреза. Третий интервал (150 м) характеризуется двумя слабыми близкими прямыми с = 0,44 и =0,43. Здесь требуется уточнение результатов с помощью дополнительных геофизических методов. Интересно отметить, что именно в этой части разреза геологи предполагают наличие рифогенных образований, которые и могли нарушить регулярность залегания пластов. Разрывы линии корреляции на графике говорят о последовательном выпадении из разреза скв. 147 интервалов 5; 20; 30 м. Видно, что на линию корреляции хорошо ложатся точки корреляции большинства реперов. Аналогично построены корреляционные графики скв. 147, 149 и 139, 149 (см. рис. 4 , Б, В). В обоих случаях был получен целый “веер” почти равноценных прямых на первом и втором интервалах разреза, по одной надежной - на четвертом и слабые прямые на третьем. Из “веера” прямых, характеризующих вероятные варианты корреляции на первых двух интервалах каждого из графиков, было выбрано по одной наиболее достоверной в смысле наибольшего удовлетворения единому принципу перспективного соответствия путем тройного сопоставления графиков парной корреляции [1]. Отрезки линии корреляции четвертого интервала разреза также оказались согласованными на всех трех графиках. На третьем же интервале таких согласованных отрезков не оказалось, что может служить подтверждением гипотезы о рифогенных образованиях на данном интервале разреза. Затем каждая из диаграмм была автоматически расчленена и границы выделенных пластов продолжены на графиках до пересечения с корреляционными прямыми. Большинство точек пересечения соответствующих границ легло на линию корреляции, в некоторых же местах наблюдается отход точек от прямых, что может свидетельствовать о наличии литолого-фациальных замещений в соответствующих местах разреза. Таким образом, можно проводить детальную корреляцию любых интересующих геолога интервалов разреза. Независимо была проведена парная корреляция разрезов тех же скважин с помощью программы сопоставления границ пластов, выделенных на ЭВМ. Результаты такой попластовой корреляции оказались близкими к результатам непрерывной корреляции, что позволяет судить о достаточной надежности результатов машинной корреляции исследуемых разрезов.

Итак, описанные алгоритмы позволяют автоматизировать расчленение и корреляцию разрезов в достаточно простых случаях, а в более сложных - помогают выбрать наиболее обоснованный вариант корреляции. Возможны случаи, когда алгоритмы не дадут удовлетворительных результатов. Это будет означать, что строение исследуемых разрезов не соответствует модели, заложенной в основу алгоритмов. Рассмотренные алгоритмы позволяют оценить надежность полученных результатов по степени отклонения от принципов похожести, упорядоченности и перспективного соответствия.

Представим, что исследуются отложения, в которых границы между пластами расположены веерообразно. Две скважины, пробуренные в этих отложениях, встретят границы пластов в точках на глубине x1, х2, х3, ... для одной и у1, y2, y3, ... для другой. В данных отложениях плоскости границ пересекаются по одной прямой и для разрезов этих скважин удовлетворяют условиям перспективного соответствия, т. е.

Типовой геолого-геофизический разрез составляют в масштабе глубин, принятом в данном районе при каротаже скважин (обычно 1:500), для детальных типовых разрезов продуктивной толщи используют масштаб глубин 1:200. Составление типового геолого-геофизического разреза заключается в построении типовой усредненной каротажной диаграммы и литологической колонки.

Типовая каротажная диаграмма должна отражать все характерные особенности основных кривых ГИС — КС, ПС, кавернограммы, ГК и других, получаемых в скважинах данного района.

Для месторождений и разведочных площадей, характеризующихся изменчивостью литологии и мощностей, составляют несколько типовых геолого-геофизических разрезов, которые могут быть представлены в виде единого сводного геолого-геофизического разреза. Исходными данными для построения таких разрезов служат материалы локальных и региональных корреляционных схем. Сводные разрезы в отличие от типовых и нормальных представляются не одной литологической колонкой, а несколькими в зависимости от числа разрезов с характерными изменениями литологии и мощности пластов.

Геофизические данные, отражающие литологический состав разрезов скважин, при небольшой изменчивости литологии и мощности пластов сохраняют в основных чертах типовую конфигурацию кривых.

Поэтому сводный разрез, представленный несколькими типовыми литологическими колонками с указанием пределов изменения мощности и литологии, характеризуется единым типовым каротажным разрезом.

Методика составления сводных геолого-геофизических разрезов такая же, как и в случае составления типового геолого-геофизического разреза.

Основным критерием для обобщения геолого-геофизических разрезов различных площадей в единый сводный разрез является общность геолого-геофизических разрезов исследуемого комплекса отложений (однотипность разреза).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.  , , Чабдарова геофизических разрезов скважин с помощью корреляционных графиков. - РНТС. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. М., 1979, № 3, с. 26-30.

2.  , О машинной корреляции пластов в разрезах скважин по геофизическим данным. - Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли, 1972, № 3, с. 87-94.

3.  овый метод стратиграфической корреляции. - Экспресс-информация. ВНИИЭГазпром. Сер. Нефтепромысловое дело, 1963, № 31, с. 22-27.

4.  , , . Геология нефтегазовых месторождений Дагестана и прилегающей акватории Каспийского моря.

5.  . Тампонажные материалы и технология цементирования скважин.