Методика обоснования потенциальной нефтепродуктивности отложений прибрежно-морского и аллювиального генезиса через комплексную оценку литофациальной неоднородности по данным ГИС

• Автор: Ахияров, Александр Влерович
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 309 с. : ил.

1. Геологогеофизические предпосылки фациального анализа ка чественной оценки прибрежноморских и аллювиальных отложений терригенных бассейнов седиментации.

1.1. Факторы, контролирующие характер и распространение фации.

1.2. Фация как литостратиграфическая единица палеогеографи ческого анализа.

1.3. Фациальная природа песчаных тел и седиментологические модели фаций.

1.4. Теоретические предпосылки литофациального райониро вания по данным ГИС и материалам сейсморазведки.

2. Методика идентификации фаций по данным геологогеофи зических исследований.

2.1. Отображение гензиса осадков на показаниях геофизических методов исследования скважин.
2.2. Палеогеографические реконструкции обстановок осадко накопления по электрометрическим и гаммамоделям фаций. Уточнение генезиса осадков по данным гаммаспектрометрии и наклонометрии.
Использование комплексной ГИСметодики ГК СГК наклонометрия для обоснования условий осадконакопления на примере нижнемеловых терригенных отложений месторождения Рио де Бу Республика Бразилия.
2.3. Классификация фаций по иалеогеоморфологическим приз 4 накам и условиям седиментации.

2.4. Методика фациального анализа с элементами реконструк 4

ции палеогеографической обстановки седиментации по комплексу материалов сейсморазведки и геофизических исследований скважин с использованием керновых данных для количественной оценки литологической, петрофизической и ФЕСнеоднородности на примере юрских отложений ЮжноТапинского месторождения Западная Сибирь, ХМАО.
3. Методика типизации геологической неодонородности терригенного разреза.
3.1. Характеристика количественная и качественная и классификация геологической неоднородности разреза.
3.2. Методы изучения, классификации и оценки геологической неоднородности разреза.
3.3. Методика определения геологической неоднородности разреза скважины в количественном и качественном аспектах.
4. Обоснование литогенетических и литофациальных моделей нефтегазоносных объектов на основе разработанных методик.
4.1. Условия формирования неокомских отложений СугмутскоТевлинской нефтеназоносной зоны Западной Сибири.
4.2. Генезис и фациальная модель отложений шеркалинской и тюменской свит Красноленинского свода Западной Сибири.
4.3. Определение литофациальной неоднородности продуктивного пласта БП 1 Вынгаяхинского месторождения Западная Сибирь, ЯНАО по данным ГИС в целях оптимизации процесса разработки.
5. Дальнейшие пути усовершенствования разработанных методик. Заключение
Литература


При этом образуются относительно
разнородные отложения. Зависимость дебита скважины от фациальной принадлежности продуктивного пласта показана в табл. При интегрированном анализе количественных и качественных показателей неоднородности было установлено, что наибольшей неоднородностью отличается группа фаций вдольбереговых баров пласт Ю 1 от 0, до 0, пласт Ю 2 от 0, до 0, . КНи соответствует минимальной неоднородности, то есть, максимальной однородности. Для группы фаций барьерных островов всегда отмечается высокая степень однородности например, в скв. КНи 0, . Результатом комплексной оценки количественно и качественно геологической неоднородности явилась выполненная автором сводная таблица, в которой показана прямая зависимость через величину интегрированного коэффициента неоднородности КНи продуктивности исследуемых отложений от их фациальной принадлежности которая определяется визуально по имиджу фации на кривой ПС и или ГК в отдельных случаях возможно применение других методов ГИС, как вспомогательных. В своем полном развернутом виде с показом формализованных ПСмоделей Фаций в масштабе 1 1 0 сводная таблица имеется в соответствующей главе диссертации см. При изучении зависимости для увеличения репрезентативности представительности выборки учитывались все данные испытаний, независимо от типа полученного флюида нефть, нефть с водой, вода с нефтью, пластовая вода при этом не использовались результаты, полученные после механического либо химикотехнологического воздействия на пласт ГРП, ГПП, СКО, СКВ и прочее.