С момента образования кафедры она была тесно связана с промышленностью, решала актуальные проблемы разведки и разработки месторождений нефти и газа. Поэтому направления научных работ кафедры охватывают полный спектр этих проблем: от изучения физических свойств горных пород, разработки теоретических, метрологических, интерпретационно-алгоритмических основ отдельных методов до разработки способов решения геологических задач на основе комплексной интерпретации по месторождениям нефти и газа в целом, включая пространственно-временное моделирование месторождений.

За 1994—1998 годы на кафедре получены следующие приоритетные научные результаты:

1. Выполнено обобщение уникального опыта коллектива кафедры по изучению всех типов коллекторов (терригенных, карбонатных, вулканогенных) во всех основных нефтедобывающих районах бывшего СССР. Подготовлены соответствующие методические инструкции по заданиям Минтопэнерго и ОАО

«Газпром».

2. Научно обоснован и обеспечен методически и программно-алгоритмически переход от петрофизического моделирования коллекторов к петрофизическому моделированию геологических процессов в осадочных бассейнах в целом. Выявлен термодинамический градиент поровых флюидов, вызывающий перераспределение углеводородов вследствие периодической смены восходящей и нисходящей фильтраций на разных стадиях развития осадочных бассейнов.

3. Разработана и запатентована технология определения текущего нефтенасыщения коллекторов по данным волнового акустического метода и радиометрии в открытых и обсаженных скважинах. Новая технология основана на использовании кинематических параметров продольной и поперечной волн, нейтронной пористости, данных о плотности, глинистости и литологичес-ком составе пород. Физической основой является различие изотермических сжимаемостей флюидов (нефть, газ, вода) в емкостном пространстве пород.

4. Разработан адаптационный метод алгоритмизации интерпретационных процедур индивидуальной и комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС). Созданы или усовершенствованы методики алгоритмической интерпретации различных методов, алгоритмы прямой бескерновой и беспоправочной интерпретации данных гамма-спектрометрии, интегрального гамма-метода, плотностного гамма-гамма-метода, стационарной нейтронометрии скважин, определения фазовой проницаемости и динамической пористости коллекторов в условиях их естественного залегания радиоиндикаторным методом.

5. Создана система комплексной автоматизированной интерпретации результатов гидродинамико-геофизических исследований эксплуатационных и наблюдательных скважин в процессе разработки нефтяных, газовых, газонефтяных и газо-конденсатных месторождений. Система контролирует параметры многофазного потока, выявляет интервалы обводнения и меж-пластовых перетоков в простаивающих и действующих скважинах.

6. Разработаны принципы и конкретные методики алгоритмической реализации систем комплексной интерпретации данных ГИС, обладающих «геологическим интеллектом» (адаптивный, компонентный анализ, петрофизическая фильтрация геологического разреза, циклометрическая интерпретация).

 

1.ПЕТРОФИЗИКА

 

Для выделения продуктивных коллекторов, моделирования месторождений, оценки запасов, составления проектов разработки месторождений нефти, газа и подземных газохранилищ, прогноза продуктивности, ее динамики и поведения коллекторов в процессе разработки, контроля разработки необходимо знать множество количественных параметров. Таких, например, как Динамическая и эффективная пористости, проницаемость, нефтегазонасыщенность, параметры, характеризующие морфологию (структуру) емкостного пространства, гранулометрический состав, содержание и свойства различных глинистых минералов и др. На показания методов ГИС эти факторы влияют не непосредственно, а через физические параметры, характеризующие взаимодействия горных пород с физическими полями различной природы. Такие характеристики называются петрофизическими. Примерами петрофизических характеристик являются удельное электрическое сопротивление, объемная плотность, емкость ка-тионного обмена, диэлектрическая проницаемость, индекс свободного флюида и времена релаксации при ядерном магнитном резонансе, кинематические и динамические параметры акустических сигналов, длины замедления и миграции нейтронов, времена жизни, другие ядерно-физические характеристики.

Петрофизика нефтегазовых коллекторов была создана в 40—50-е годы как фундамент количественной геологической интерпретации результатов ГИС трудами советских и американских геофизиков. Особая роль в ее создании принадлежит В. Н. Дахно-ву и его школе.

Первый период развития ГИС (30-е годы) характеризуется выдачей на основе интерпретации результатов измерений информации о литологии разреза, вскрываемого скважиной, наличии коллекторов и их продуктивности.

Из основных подсчетных параметров, которые значительно позже будут приниматься при подсчете запасов поданным ГИС, в этот период определяли только мощность (толщину) продуктивного коллектора с рекомендацией соответствующих интервалов для испытаний спуска обсадной колонны.

Для определения других подсчетных параметров — коэффициентов пористости (Кп) и нефтенасыщенности (К ) — требовалось установить зависимости между электрическими параметрами (удельное сопротивление, амплитуда аномалии СП) и значениями Кп, Км. Такие корреляционные связи впервые в 1941 г. были предложены В. Н. Дахновым на основе анализа и обобщения результатов лабораторного изучения образцов пород (керна) из нефтяных скважин, выполненного отечественными геофизиками в 30-е годы. Годом позже аналогичные связи были предложены Г. Е. Арчи в результате обобщения данных, полученных американскими исследователями.

В 40—50-е годы В. Н. Дахновым и его школой, а также специалистами научно-исследовательских и производственных организаций были получены многочисленные корреляционные связи между геофизическими (измеряемыми) параметрами и параметрами, характеризующими породу-коллектор, — коэффициентами общей, открытой и эффективной пористости, коэффициентом водонасыщения, гранулометрическим составом терригенного коллектора, его глинистостью, коэффициентами абсолютной и фазовой проницаемости и т. д. Это создало основу для использования данных ГИС при подсчете запасов нефти и газа, а также при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений с определением коэффициентов проницаемости и начального нефтегазонасыщения.

Этот период можно рассматривать как период становления современной петрофизики. Однако ее развитие не было безоблачным. Использование огромных возможностей ГИС для подсчета запасов, проектирования и контроля разработки в этот период (конец 40-х — 50-е годы) встретило сопротивление многих геофизиков и геологов, полагавших, что задачи ГИС — сугубо качественные: литологическое расчленение разрезов, их корреляция и выделение продуктивных коллекторов. Использование ГИС для количественного определения фильтрационно-емкост-ных параметров коллекторов считали необоснованным. Возможностям ГИС противопоставлялись лабораторные способы определения этих параметров на образцах керна.

Лишь с первой половины 60-х годов, благодаря настойчивости В. Н. Дахпова и его сотрудников, началось систематическое использование данных ГИС при подсчете запасов, а с конца 60-х годов — при проектировании разработки месторождений нефти и газа с терригенными коллекторами. Это явилось мощным импульсом для дальнейшего бурного развития петрофизики.

Период, начавшийся в середине 60-х годов, характеризуется созданием в научно-исследовательских и производственных организациях специальных лабораторий, оснащенных приборами не только для определения геофизических и фильтрационно-емкостных параметров, но и для изучения минерального состава горных пород современными физическими и физико-химическими методами. При обработке результатов петрофизических исследований стали применяться ЭВМ, программы многомерного корреляционного анализа, распознавания образов и т. д.

Данные петрофизики и ГИС стали использоваться для фаци-ального анализа и палеореконструкции осадочных бассейнов, нефтегазовых месторождений. Расширялся круг изучаемых петрофизических свойств пород за счет электрохимических, ядерных, акустических, ядерно-магнитных.

В 1962 году вышел первый учебник В. Н. Кобрановой «Петро-физика». В нем были обобщены и систематизированы важнейшие результаты, накопленные в области петрофизики. Новая дисциплина в науках о Земле состоялась.

Б. Ю. Вендельштейн на основе исследований природы диффузионно-адсорбционной активности и поляризуемости горных пород, выполненных В. Н. Дахновым, В. Н. Кобрановой и М. Г. Латышовой, продолжил в 1955—1960 гг. изучение электрокинетических явлений, а также диффузионно-адсорбционной активности и поверхностной проводимости терригенных пород. Им установлена связь диффузионно-адсорбционной активности с адсорбционной способностью пород, относительным содержанием в них глинистого материала (относительной глинистостью), его минералогией и составом ионообменного комплекса, разработана уточненная модель поверхностной проводимости горных пород (1960) на 17 лет раньше аналогичной модели «двойной воды», предложенной в США (1977). Применительно к различным типам коллекторов эта модель развивалась и совершенствовалась М. М. Элланским, Е. И. Леонтьевым и др. (1960-1975).

В это же время В. Н. Дахнов поддержал идею нового направления в петрофизике — исследование физических свойств пород-коллекторов при высоких термодинамических параметрах. К концу 80-х годов в МИНГ им. И. М. Губкина была создана лаборатория с уникальными установками (В. М. Добрынин, Я. Р. Морозович, Л. П. Петров, В. Н. Черноглазов). Результаты исследований, выполненных в этой лаборатории, вошли в специальные справочники, учебники, научные монографии.

В последующие годы аспирантами Б. Ю. Вендельштейна (В. С. Кудрявцев, М. А. Беляков, Н. А. Скибицкая и др.) выполнены оригинальные исследования электрокинетических явлений в сложных коллекторах нефти. М. А. Беляковым установлены условия, при которых существует связь между потенциалом течения и проницаемостью пород.

С 1957 года Д. А, Кожевников предпринял систематическое изучение нейтронных характеристик горных пород. Это направление получило название ядерной петрофизики и стало быстро развиваться в нашей стране и за рубежом. Расширяясь, оно охватило как теоретические, так и экспериментальные исследования не только нейтронных, но и других ядерно-физических характеристик пород, руд и природных сред в целом. В 1970—1972 гг. Д. А. Кожевников совместно с аспирантами кафедры ГИС В. С. Хав-киным, А. И. Пшеничнюком и дипломниками из БГУ В. И. Велижа-ниным и Ш. К. Насибуллаевым опубликовал цикл работ по изучению неканонических форм уравнения переноса излучения. Введение новых точных уравнений позволило продвинуть теорию переноса и получить новые результаты в ядерной петрофизике. Эти результаты отражены в монографии Д. А. Кожевникова «Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазовой геологии». Книга выдержала два отечественных издания (1974, 1982) и одно зарубежное (Китай, 1986).

Результаты петрофизических исследований быстро осваивались и дополнялись специалистами в области нефтепромысловой и рудной геологии и геофизики, физики и механики нефтяного и газового пласта, подземной газо- и гидродинамики, разработки месторождений нефти и газа. Происходило накопление обширного фактического материала по изучению физических свойств пород-коллекторов и пород-пеколлекторов из разрезов глубоких скважин основных нефтегазоносных регионов нашей страны и зарубежных стран.

Обобщение и систематизация накопленных данных ознаменовались переходом к петрофизическому районированию территорий. В основе петрофизического районирования лежит изучение эволюции основных петрофизических связей и параметров с глубиной и возрастом под влиянием процессов эпи- и палеогенеза осадочных пород. Информация, заложенная в петрофизическом районировании, повышает надежность прогноза и изучения фильтрационно-емкостных и других петрофизических характеристик коллекторов в поисковых и разведочных скважинах на новых, недостаточно изученных территориях. При алгоритмизации процедур комплексной интерпретации данных ГИС эта информация используется для построения дерева целей и наполнения баз знаний (в экспертных системах).

Современный период развития петрофизики характеризуется переходом от петрофизического моделирования пород к петрофизическому моделированию геологических процессов в осадочных бассейнах.

Как показали В. М. Добрынин и О. Л. Кузнецов (1988—1993), длиннопериодные изменения температуры земной поверхности создают в толщах плотных пород древних платформ условия для появления термодинамического градиента (ТДГ) поровых вод. Под действием ТДГ преобладающее во времени восходящее движение (фильтрация) пластовых флюидов сменяется нисходящим. В молодых осадочных бассейнах на стадии интенсивного осадко-накопления ТДГ усиливает восходящее движение флюидов. Появление ТДГ усиливает также латеральную миграцию флюидов. Периодическая смена восходящей и нисходящей фильтрации на поздней стадии развития осадочных бассейнов способствует перераспределению полезных ископаемых, включая углеводороды.

Изучение физических процессов, происходивших в различные периоды геологической истории осадочных бассейнов, необходимо для понимания закономерностей образования месторождений, их надежного выявления и прогноза динамики продуктивности в процессе эксплуатации по данным ГИС.

 

2. МЕТОДЫ ГИС

 

Разработка теории, техники, технологии и внедрение геофизических методов исследования скважин

Начало геофизическим исследованиям разрезов скважин было положено созданием методов сопротивлений и естественной поляризации горных пород (К. Шлюмберже, 1926—1932). Методы разведочной геофизики — гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка — были разработаны раньше (значительно раньше — грави- и магниторазведка, почти одновременно с каротажем — электро- и сейсморазведка). Для геологической интерпретации данных каждого из перечисленных методов требовалось знание только одного физического свойства пород изучаемого разреза.

Усовершенствование теории, техники и технологии методов ГИС, изобретение и внедрение новых методов ГИС, увеличивающих оперативность и надежность решения важнейших геологических задач были необходимы, так как в разведку и разработку вступали новые все более сложные и глубоко залегающие коллекторы и подземные хранилища газа. Перед геофизиками вставали все более трудные задачи и объекты. В разведку и разработку вступили, например, коллекторы, которые потребовали особых подходов к их изучению.

Геофизикам стало необходимо не только определить и проследить характер залегания литотипов пород, но выявить продуктивные коллекторы, оценить их толщину, значения других подсчетных величин (коэффициентов пористости, глинистости, нефтегазонасыщения, вытеснения и др.), выполнить петрофизическое районирование в пределах регионов, контролировать разработку месторождений и хранилищ газа. Стандартной электрометрии (методы КС и СП), как показала практика, для этого оказалось недостаточно. Поэтому еще в 1939 году в книге «Электрическая разведка в нефтяной и газовой промышленности СССР» (М., ГОНТИ, 1939) В. Н. Дахнов предлагает к внедрению методы магнитометрии, термометрии, диэлектрической проницаемости, разработку методов ГИС, применимых в крепленых скважинах. В том же году он совместно с А. А. Коржевым и Г. Н. Строцким дает обоснование радиоиндикаторных методов.

За время своего существования школа В. Н. Дахнова усовершенствовала, внедрила, изобрела и предложила к опробованию методы:

1) продолжительности проходки;

2) радиометрии, включая радиоиндикаторные;

3) микрозондирования;

4) сопротивления экранированного заземления;

5) вызванных потенциалов;

6) шарового зонда;

7) дифференциальной термометрии;

8) наклонометрии.

 

Методы радиометрии

 

С 1952 по 1964 год В. Н. Дахнов был научным руководителем специальной лаборатории ядерных методов исследования скважин и с 1952 по 1956 год — научным руководителем проблемы «Использование радиоактивных изотопов и излучений при поисках и разведке полезных ископаемых» АН СССР. В этот период спецлабораторией МНИ была доказана возможность использования данных стационарного нейтронного гамма-метода исследования скважин для литологического расчленения и оценки коэффициентов пористости и глинистости коллекторов и определения их продуктивности. Результаты этих исследований отражены в учебном пособии «Радиоактивные методы исследования нефтяных и газовых скважин» (через год в США был опубликован его английский перевод).

Одним из традиционных научных направлений кафедры стало изучение естественной радиоактивности горных пород. Начало этим исследованиям было положено работами В. Н. Дахнова и В. В. Ларионова, которые стали классическими. Еще в 1945 г. В. Н. Дахнов впервые разработал основы теории гамма-метода и сформулировал правила отбивки границ пластов, определения их мощности, учета влияния конечной мощности на амплитуду статической аномалии ГМ.

С этим направлением связаны темы многих диссертаций, выполненных на кафедре (М. Г. Гуфранов, С. В. Дворак, 3. Н. Жемжурова, В. А. Костерина, П. А. Курочкин, Н. Е. Лазуткина, В. Г. Мамяшев, А. М. Морозов, Н. И. Нефедова, Рамадан Аль-Жеди, Ю. И. Сериков, Т. Ф. Соколова, И. Ф. Хатмуллин, М. Д, Шварцман и др.). Важные результаты, полученные этими и другими исследователями, по достоинству можно оценить только теперь, располагая надежной измерительной аппаратурой, необходимыми средствами метрологического обеспечения и цифровой обработки результатов.

Впервые В. В. Ларионовым, а позднее П. А. Курочкиным были выполнены уникальные эксперименты на моделях пластов по изучению влияния изменений диаметра необсаженной скважины в различных участках энергетического спектра гаммас-излучения.

В 1974—1986 гг. Д. А. Кожевниковым была разработана и запатентована новая методика выполнения измерений в скважинах гамма-методами, включая ГМ-С, интегральную модификацию метода естественной радиоактивности (ГМ), ГГМ-П и методы нейтронной гамма-спектрометрии [19]. Эта методика отличается от общепринятых более детальными процедурами калибровочных измерений, позволяющими определять специальные (метрологические) характеристики, учитывающие радиальную неоднородность системы скважина — пласт.

На основе этой методики были разработаны оригинальные интерпретационные модели и алгоритмы интерпретации. В част-ности, был создан первый алгоритм прямой беспоправочной интерпретации данных гамма-спектрометрии (ГМ-С), применимый для скважин любой конструкции и гамма-спектрометров любого типа, не требующий петрофизической настройки поданным анализов керна. Программные реализации этого алгоритма были использованы при интерпретации результатов измерений всеми типами отечественных спектрометров, во всех типах отложений — терригенных, карбонатных и вулканогенно-осадочных. Была показана высокая эффективность решения разнообразных геологических задач на основе интегрированной интерпретации данных ГМ-С в комплексе ГИС.

Импульсный нейтронный метод с компенсацией влияния водородосодержапия (ИНМ-КВ) был предложен Р. А. Резвановым для систематического контроля изменения нефтенасыщения коллекторов в процессе разработки. Из-за значительного изменения коэффициента пористости карбонатных коллекторов импульсный нейтронный метод мог решать эту задачу только в совокупности со стационарным нейтронным и другими методами ГИС.

Сущность ИНМ-КВ состоит в том, что в обсаженной скважине регистрируют отношение показаний двух зондов импульсного нейтронного метода. Размеры зондов и времена задержки на каждом из них подобраны так, чтобы ослабить или исключить влияние изменений водородосодержания коллекторов. Эффект достигается за счет компенсации влияния водорода на рассеивающую и поглощающую способность породы при сохранении влияния хлора в пластовой воде на поглощающую способность породы. Создание теории, техники и технология измерений ИНМ-КВ были выполнены доцентом Н. Н. Кривко. Он же совместно с аспирантом В. П. Стениным опробовал и внедрил метод на Оренбургских нефтяных месторождениях.

Радиоиндикаторные методы. Методы радиоактивных индикаторов (активаторов), или методы меченого вещества, основаны на общем физическом принципе, обусловливающем их высокую петрофизическую информативность. Все эти методы используют гидродинамическое воздействие на пласт и основаны на изучении радиального распределения индикаторного флюида (активатора) в прискважинной зоне. Принцип методов и технология их применения были предложены В. Н. Дахновым и впервые успешно реализованы в 1952 г. «Активатором» может быть гамма-излучатель или нейтронно-поглощающее вещество (в последнем случае вместо гамма-метода применяется импульсный ННМ).

В 1963 г. Р. Н. Шехалиев и А. А. Али-Заде предложили применять в качестве активатора радон, который обладает высокой растворимостью как в нефти, так и в воде. Технология подготовки индикаторной жидкости, воздействия на пласт и проведения измерений индикаторным методом по радону (ИМР) была разработана и внедрена под руководством М. С. Макарова (1974, Волгоград НИПИ нефть). Однако метод применялся для решения только качественных задач.

Методика и алгоритм количественной интерпретации данных ИМР в комплексе методов ГИС (включающего ГМ, ГГМ, ННМ и ДС) были разработаны Д. А. Кожевниковым (1985). Впервые эта методика была успешно реализована (на ЭВМ) при подсчете запасов Тенгизского месторождения в Прикаспийской впадине. Методика позволила не только выделять коллекторы, но и количественно определить их важнейшие фильтрационно-емкостные характеристики — динамическую пористость, фазовую проницаемость для индикаторного флюида, а также остаточную нефтена-сыщенность непосредственно в условиях естественного залегания.

Достоинства алгоритмического способа интерпретации данных ИМР определяются:

— надежным разделением (классификацией) пластов по структуре емкостного пространства: порового, трещинного, каверно-вого или смешанного типа;

— прямой количественной оценкой фазовой проницаемости, выраженной в единицах проницаемости для опорного высокопористого и высокопроницаемого пласта и динамической пористости коллекторов сложного состава и строения непосредственно в условиях естественного залегания;

— применимостью методики интерпретации для пород любого литоти па.

Радиоиндикаторные методы прочно вошли в практику ГИС. Они применяются для получения информации, необходимой для подсчета извлекаемых запасов нефти и проектирования разработки месторождений, контроля технического состояния скважин. Они необходимы в наиболее сложных условиях как прямые методы выявления коллекторов, определения коэффициента их динамической пористости, установления интервалов поглощения промывочной жидкости при бурении и нагнетаемых вод при законтурном и внутриконтурном заводнении залежи, дифференциации коллекторов по типу емкостного пространства, оценки дебита, исследования технического состояния скважин.

 

Методы микрозондирования и сопротивления экранированного заземления

 

С необходимостью дополнить комплекс ГИС методами микрозондов, экранированных и микроэкранированных зондов глава школы В. Н.Дахнов и его ученики (В. Н. Кобранова, А. И. Голобородько, Е. А. Нейман, и др.) столкнулись, изучая в 1944—1945 годах строение и продуктивность месторождений Широкая Балка, Кура-Цеце и Абузы Краснодарского края. В эти и последующие годы выяснилось, что весьма продуктивные и относительно мощные коллекторы нефти и газа, приуроченные к флишевым тонкослоистым горизонтам, не выявляются на диаграммах стандартных методов КС и СП.

Методы микрозондов и СЭЗ были изобретены Г. Г. Доллем в 1950 и 195] годах. Первые макеты отечественных микрозондов и зондов СЭЗ были изготовлены в МНИ и успешно испытаны в начале 50-х годов В. Н. Кобрановой и Е. А. Нейманом. Эти зонды начади изготовлять серийно, их конструкции усложнились, а применение расширилось. Микроэкранированные и экранированные зонды имеют большую глубинность, чем нефокусированные микрозонды, и часто включаются в обязательные комплексы ГИС для детального расчленения тонкослоистых разрезов. Совокупность микропотенциал- и микроградиентзондов, при определенном сочетании их размеров, допускает также выделение проницаемых участков разреза.

Метод СЭЗ наиболее эффективен при низких УЭС промывочной жидкости. При значительной мощности пластов можно по данным экранированных микрозондов определить рплУЭС промытой зоны. Эти зонды из-за отсутствия экранирующего эффекта могут наиболее надежно расчленить геологический разрез (см. Д. И. Дьяконов, Е. И. Леонтьев, Г. С. Кузнецов. Общий курс ГИС. -М.: Недра, 1984).

В связи с изучением разрезов скважин методами сопротивления заземления В. Н. Дахновым и Е. А. Нейманом были выполнены теоретические расчеты и проведено сопоставление результатов с экспериментальными данными для сферического, цилиндрического и плоского заземлений и созданы теории методов цилиндрического экранированного заземления в однородной бесконечной среде, в пласте бесконечной и конечной Мощности. Ими изучались сопротивления экранированного заземления в зависимости от соотношения токов, подаваемых в измерительный и экранированные электроды (см. Труды МНИ, вып. 15. Вопросы промысловой геофизики. — М.: Гостоптсхиз-Дат, 1955).

 

Метод вызванной поляризации

 

Явление вызванной поляризации (ВП) было открыто К Шлюмберже в начале ЗО-х годов во время работ в объединениях «Азнефть» и «Грознефть». Однако петрофизическая информативность его была неясной, и диаграммы ВП объяснить не удавалось.

В 1945 году В. Н.Дахнов и А. А. Коржев сконструировали оригинальный измерительный зонд ВП. Этот зонд был внедрен и успешно применялся в скважинах угольных месторождений. Но и тогда оставалось неясным, почему иногда угли, известняки и песчаники проявляются на диаграммах ВП совершенно одинаково.

Проблеме систематического изучения и интерпретации результатов измерений потенциалов вызванной поляризации в нефтяных скважинах были посвящены исследования аспирантов М. Г. Латышовой и В. М. Добрынина при участии Н. Д. Лепарской.

М. Г. Латышовой в 1950—1952 гг. выполнены теоретические и экспериментальные исследования природы вызванных потенциалов горных пород с ионной и электронной проводимостью, предложена гипотеза для объяснения природы ВП в терригенных породах (деформация двойного слоя на поверхности частиц породы с образованием системы диполей), объясняющая экспериментальные данные по изучению поляризуемости пород-коллекторов, установлена немонотонная корреляционная связь коэффициента проницаемости с удельной поверхностью и абсолютной проницаемостью терригенных пород, коэффициентом водонасыщения коллекторов.

В. М. Добрынин решил прямую задачу распределения поля ВП и скважине и рассчитал палетки для количественной интерпретации диаграмм ВП.

В начале восьмидесятых годов главный инженер треста «Юган-нефтегеофизика» В. П. Толстолыткип успешно применил метод ВП в Западной Сибири для выделения продуктивных пластов, обводненных в процессе разработки пресными водами. Метод ВП позволил не только уверенно выделять интервалы разреза, обводненные пресными водами, но и выполнить литологическое расчленение разреза (сб. Проблемы нефти и газа Тюмени, вып. 48 и 59. - Тюмень, 1980 и 1983).

Результаты исследований М. Г. Латышовой были использованы затем В. А. Комаровым, А. Ф. Постельниковым, И. И. Рокитянским, В. М. Теплоуховым и другими при изучении природы ВП и его применимости для решения различных практических задач. Последние годы Н. А. Рыхлинский успешно применяет дифференциально-нормированную модификацию метода ВП при прямых поисках залежей нефти на территории Иркутского амфитеатра и в КНР. Петрофизической предпосылкой этих работ является установленная М. Г. Латышовой связь поляризуемости с нефтенасыщенностью.

Таким образом, была доказана применимость метода ВП для оценки проницаемости и удельной поверхности. Однако из-за низкого удельного электросопротивления применявшихся промывочных жидкостей (рв<1 Омм) нельзя было получить достаточно дифференцированных диаграмм ВП. Это ограничение воспрепятствовало введению метода в комплекс ГИС (В. М. Добрынин, М. Г. Латышова, Н. Д. Лепарская. Исследования скважин методом потенциалов вызванной поляризации. — М.: ГОСИНТИ, 1958).

 

Метод сферического зонда

 

Метод сферического зонда (или метод разности сопротивления заземлений — РСЗ) был изобретен Е. А. Нейманом в начале 50-х годов для расчленения разрезов скважин, выделения отдельных литотипов и оценки удельного сопротивления пород.

Лабораторные испытания и промышленное опробование показали, что метод РСЗ применим для исследования тонкослоистых участков разреза и детального изучения мощных коллекторов. Диаграммы РСЗ детальнее расчленяют разрез, чем те же методы СЭЗ и позволяют точнее определить удельное электросопротивление пород, расположенных вблизи от стенки скважины. Для этого Е. А. Нейманом составлены специальные номограммы, которые позволяют определить по значениям мощности пласта, диаметра скважины и измеренным экстремальным значениям удельного сопротивления в пласте и вблизи от его границ усредненное удельное сопротивление пласта, расположенного в зоне, находящейся в пределах (2—3)dс, (dс — Диаметр скважины).

 

Дифференциальная термометрия

 

Нередко в промысловой геологии достаточно знать не абсолютное, а относительное изменение температуры местного теплового поля. С местными тепловыми полями исследователи имеют дело при экзо- и эндотермических физико-химических процессах, нередко наблюдаемых в скважинах.

Измеряется разность температур в двух мало разнящихся по глубине и находящихся па заданных расстояниях друг от друга точках (градиент-термометрия) или отклонение измеренной температуры от среднего значения (аномалий-термометрия). В этих методах исключается влияние температур регионального теплового поля, и они объединяются под названием методов дифференциальной термометрии. Основным их достоинством является то, что разность температур можно измерить с большей точностью, чем абсолютную температуру.

Первую конструкцию дифференциального термометра сопротивлений В. Н. Дахнов разработал еще в 1937 году. В 1939 году прибор был успешно опробован на промыслах Эмбанефть; при этом полностью подтвердилась возможность литологического расчленения разрезов.

В 1944 году В. Н. Дахнов и А. А. Коржев разработали конструкцию термопарного термометра. Испытания этого термометра на промыслах Краснодарнефти также подтвердили эффективность дифференциальной термометрии. По предложению НИИГР Миннсфтепрома кафедра выполнила лабораторное моделирование метода, разработала его теорию и технологию исследований в скважинах. В статье В. Н. Дахнова и В. А. Ряполовой (см. сб. Промысловая геофизика. — М: Гостоптехиздат, 1952) изложена теория метода и описаны техника и технология метода дифференциальной термометрии, а также решаемые задачи и результаты исследований.

Метод был значительно усовершенствован аспирантом В. Н. Дахнова Л. 3. Позиным в 1955—1958 годах. Им был создан термометр для работы на одножильном кабеле, который непрерывно регистрировал аномалии температуры до 0,01’ С при скорости регистрации диаграмм 500 м/ч. В настоящее время метод применяется в комплексе ГИС-контроль.

 

Наклонометрия

 

Метод наклонометрии был изобретен в 1939 году фирмой Шлюмберже. Тогда же был создан первый наклономер, конструкция которого постепенно совершенствовалась. Наклонометрия позволяет определять угловое несогласие пластов, выявить сбросы, установить истинную мощность пластов. Это особенно важно при изучении наклонных и горизонтальных скважин.

Отсутствие отечественных наклономеров В. Н. Дахнов считал большим упущением. В 1969 г. он поручил аспиранту Р. И. Кривоносову сконструировать Пластовый наклономер, изготовить его макет и провести испытания. Прибор был создан и успешно испытан в объединении «Крымгеология». Изготовление таких приборов Р. И. Кривоносов предпринял в Уфе (ВНИИ промгеофизика) совместное В. В. Ерохиным и О. А. Салафоновым, в которых он нашел учеников, помощников и единомышленников. Была выпущена серия пластовых наклономеров. Эта аппаратура и результаты интерпретации полученных диаграмм получили заслуженное признание, а В. В. Ерохин — степень кандидата наук. Успешно защитил диссертацию и О. А. Салафонов (научный руководитель —доцент Е.А.Нейман).

 

3. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

 

Одним из приоритетных направлений в научной деятельности кафедры была интерпретация результатов геофизических исследований скважин. Здесь воплощались идеи В. Н. Дахнова, С. Г. Комарова и других выдающихся ученых-геологов и геофизиков о бескерновой геологической документации разрезов скважин, обеспечении подсчета запасов углеводородов необходимыми под-счетными параметрами, технологических схем и проектов разработки нефтегазовых месторождений информацией о фильтраци-онно-емкостных свойствах пород, их изменчивости по разрезу скважин и площади, а также в процессе эксплуатации залежей.

Начиная с изучения наиболее простых типов коллекторов в терригенном разрезе, научные сотрудники кафедры в дальнейшие годы активно подключились к решению проблем в наиболее сложных разрезах, представленных тонким чередованием пластов различного литологического состава, терригенными и карбонатными коллекторами с полиминеральным скелетом и сложной структурой порового пространства, вулканогенными и вулкано-генно-обломочными породами, в том числе находящихся в аномальных термобарических условиях.

Научные исследования в области совершенствования интерпретации данных ГИС выполнялись в отраслевой лаборатории промыслово-геофизических проблем под руководством Б. Ю. Вендельштейна, а также в ряде научных групп кафедры, руководимых А. Н. Африкяном, Р. А. Рсзвановым, Л. 3. Позиным, Д. А. Кожевниковым, М. Д. Шварцманом, В. М. Добрыниным. Научное руководство этими коллективами в период своей жизни и работы на кафедре осуществлял В. Н. Дахнов.

Отраслевой лабораторией за период с 1964 г. по настоящее время выполнены исследования по совершенствованию петро-физической основы, методики количественной геологической интерпретации и способов определения подсчетных параметров по данным ГИС в различных типах сложных коллекторов — терригенных глинистых, трещинно-каверново-поровых карбонатных и вулканогенных коллекторах — для основных нефтегазоносных провинций страны. Среди основных результатов, полученных в этот период лабораторией, можно отметить следующие:

создание петрофизических основ для выделения, оценки характера насыщения, определения подсчетных параметров — эффективной толщины, коэффициентов пористости и нефтега-зонасыщения — в полимиктовых терригенпых коллекторах Западной Сибири и п-ва Мангышлака с учетом минерального состава и морфологии (слоистая, рассеянная, структурная глинис тость) глинистого материала (Б. Ю. Вендельштейн, В. С. Кудрявцев, В. В. Ларионов, В. В. Поспелов, Н. В. Манчева, Н. А. Скибиц-кая, А. Д. Дзюбло, А. С. Горбенко);

разработка петрофизических основ интерпретации ГИС. обоснование специального расширенного комплекса ГИС, включающего новые методы ГИС, повторные замеры методами ГИС со сменой раствора и регулированием величины репрессии (депрессии) на пласты, создание методик определения по данным ГИС коэффициентов общей пористости и ее компонент (трещинной, каверновой, межзерновой) в сложных карбонатных коллекторах на примерах нефтяных месторождений Восточною

Предкавказья, Прикаспийской впадины, Белоруссии и др. (В. Н. Дах-нов, Б. Ю. Вендельштейн, В. М. Добрынин, Г. М. Золоева, В. А. Кос-терина, Н. В. Фарманова, Н. В. Царева, Л. В, Силина);

обоснование комплекса специальных ГИС и требований к петрофизическому обеспечению при изучении различных типов вулканогенных и вулканогенно-обломочных пород по данным ГИС, разработка способов выделения продуктивных коллекторов, определения в них эффективной толщины, коэффициентов общей, эффективной и динамической пористости с учетом минерального состава и степени преобразованности вулканогенных пород на примере отложений среднего эоцена Восточной Грузии (месторождения Самгори, Ниноцминда), продуктивных отложений мелового и юрского возраста Якутии (Б. 10. Вендельштейн, М. А. Беляков, В. А. Костерина, Т. Ф. Соколова, Н. В. Царева, В. В. Поспелов);

разработка классификации коллекторов в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах (Якутия, Степной Крым) с учетом петрофизики и материалов ГИС; исследование роли вторичных процессов, в частности цеолитизации, в формировании фильтрационно-емкостных свойств вулканогенных пород (Т. Ф, Соколова);

анализ степени выработанности и размещения остаточных запасов нефти на длительно разрабатываемых месторождениях, втом числе со сложными коллекторами, на примере месторождений Волго-Уральской провинции (Туймазинское, Ромашкин-ское), Восточного Предкавказья (Малгобек-Вознесенское), Восточной Грузии (Самгори) (В. Н. Дахнов, Г. М. Золоева, Н. В. Фарманова, В. А. Костерина, Н. В. Царева);

разработка критериев оценки надежности значений подсчетных параметров, определяемых поданным ГИС, анализ вклада в суммарную погрешность определения параметров ошибок, обусловленных помехами в скважинной аппаратуре и каналах передачи сигнала на поверхность, статистическим характером используемых петрофизических связей, погрешностями при индивидуальной и комплексной интерпретации материалов ГИС; формулировка предложений по контролю и повышению качества информации ГИС — создание сети контрольно-поверочных скважин; проведение многократных повторных замеров в скважине с оценкой их воспроизводимости; контроль сходимости результатов интерпретации ГИС, выполненной различными интерпретаторами на одном и том же фактическом материале; отбор оптимальных методик определения коэффициента пористости по данным ГИС с использованием в качестве критерия эффективности разделения коллекторов на продуктивные и водоносные (М. Г. Латышова, Т. Ф. Дьяконова, Е. А. Нейман, Г. С. Кузнецов, В. П. Цирульников). Перечисленные методические приемы оценки достоверности результатов ГИС были впоследствии развиты в работах С. М. Дем-бицкого, В. М. Лобанкова и др.;

внедрение в практику петрофизических исследований образцов нефтегазовых пород-коллекторов современных физико-химических методов изучения вещественного состава объектов — растровой электронной микроскопии, термического анализа, инфракрасной спектрометрии (М. А. Беляков, Н. А. Скибицкая, А. Д. Дзюбло, В. Г. Виноградов, И. Н. Жулина).

На основе выполненных исследований сотрудниками лаборатории подготовлены монографии, методические руководства и пособия, которые широко использовались в производственных и научно-исследовательских организациях нефтяной и газовой отраслей а также бывшего Министерства геологии СССР.

Оригинальные исследования в области изучения сложных карбонатных коллекторов проведены научными сотрудниками кафедры (Н. И. Маринкина, Ю. Б. Прошляков) под руководством А. Н. Африкяна. К наиболее значимым результатам можно отнести следующие:

установлено, что метод ВП четко выделяет трещинные зоны понижением поляризуемости пород (1953—1955 гг., Абакин);

на примере карбонатного разреза месторождения Коробки показана эффективность больших потенциал-зондов для разделения пород по характеру насыщения при очень глубоком проникновении фильтрата промывочной жидкости;

показаны возможности выделения нетрадиционных коллекторов поданным повторных ГИС.

Р. А. Резванов и его сотрудники (Н. Н. Марьенко, В. П. Карцева) начали работы в рассматриваемом направлении с середины шестидесятых годов, им пришлось столкнуться со сложностями, возникавшими при применении нейтронных методов в сложных полиминеральных, неоднородных по строению коллекторах в условиях высоких температур и давлений. Это требовало разработки способов учета особенностей таких объектов и повышения точности и чувствительности имеющихся на вооружении и создание новых модификаций нейтронного метода. Выполнялся как теоретический анализ зависимости показаний нейтронных методов от свойств пластов, так и экспериментальные исследования в скважинах, анализ технологии их проведения и обобщение результатов применения и комплексирования методов НМ с другими методами ГИС.

Р. А. Резвановым предложены и разработаны способы расчета нейтронных и гамма-лучевых характеристик горных пород; составлены палетки для учета влияния плотности, состава твердой фазы скелета, температуры и слоистости пород на результаты стационарных нейтронных методов.

Развивая исследования, начатые в В. Н. Дахновым и продолженные впоследствии В. В. Ларионовым, М. Д. Шварцманом, Ю. И. Сериковым и Н. И. Нефедовой, Д. А. Кожевников вместе со своими аспирантами И. Ф. Хатмуллиным, Н. Е.Лазуткиной, Рамаданом Аль-Жеди, А. М. Морозовым разработал методику алгоритмической интерпретации данных гамма-метода в интегральной и спектрометрической модификациях и плотностного гамма-гамма-метода.

Эта методика при соответствующей метрологической настройке обеспечивает:

количественное определение суммарного содержания естественно-радиоактивных элементов (ЕРЭ) в горных породах в физически обоснованных единицах;

количественный учет (исключение) влияния изменений технических условий измерений;

сопоставимость результатов измерений разнотипной сква-жинной аппаратурой;

сопоставимость результатов интерпретации данных интегрального и спектрометрического ГМ;

сопоставимость измерений интегральной радиоактивности пород в лабораторных и скважинных условиях.

Для построения интерпретационных моделей методов ядерной геофизики и соответствующих алгоритмов Д. А. Кожевников разработал принципиально новый аналитический аппарат на основе введения и использования «функций ценности» (радиальных геометрических факторов). На основе этого аппарата эффективные методики и алгоритмы интерпретации были созданы для гамма-гамма-метода (совместно с аспирантом И. Ф. Хатмуллиным), гамма-гамма-цементометрии (совместно с аспирантом М. Г. Гуфрановым), стационарных нейтронных методов (совместно с аспирантами В. И. Мархасиным, Ф. X. Еникеевой, А. М. Морозовым, К. В. Коваленко).

В. М.Добрынин, В. Н. Черноглазов и А. В. Городнов разработали и запатентовали технологию определения нефтенасыщенин коллекторов по данным методов волнового акустического каротажа (ВАК или акустического каротажа широкополосного — АКШ) и радиометрии. Технология основана на принципиально новом подходе в комплексной интерпретации с использованием кинематических параметров продольной и поперечной волн, нейтронной пористости, плотности, глинистости и литологии пород. На основе этих параметров рассчитывается комплексный параметр — индекс нефтенасыщения (ИН), который функционально связан с насыщением пород. Благодаря строгому математическому решению задачи возможна точная петрофизическая настройка алгоритмов интерпретации для разных нефтегазоносных районов и отложений различного возраста. Физической основой методики интерпретации является различие сжимаемое -тей флюидов (нефть, газ, вода) в поровом пространстве пород. Именно благодаря контрастности свойств флюидов количественно оценивается насыщение пород.

Базовым методом в технологии является волновой акустический метод. В силу своей физической основы показания данного метода практически не зависят от минерализации пластовой воды, типа бурового раствора, смачиваемости коллектора, наличия обсадной колонны — тех условий, которые ограничивают возможности метода удельного электрического сопротивления и импульснога нейтронного метода для оценки насыщения. Получены хорошие результаты в обсаженных и необсаженных скважинах Сургутского, Нижневартовского, Красноленинского нефтяных районов Западной Сибири, Татарии, Пермского Приура-лья, Северного Кавказа и других регионов.

Большой вклад внесли ученые кафедры в решение проблемы прогноза аномальных пластовых давлений по данным ГИС.

Эти и многие другие разработки вошли в состав многофункциональной компьютерной системы КАМЕРТОН, которая своим появлением обязана упорному труду В. Н. Черноглазова и А. В. Городнова.