close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

154.Геофизические исследования скважин при фациально-циклическом изучен.

код для вставкиСкачать
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего профессионального образования
«Пермский национальный исследовательский
политехнический университет»
В.Н. Косков, О.Е. Кочнева
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
СКВАЖИН ПРИ ФАЦИАЛЬНО-ЦИКЛИЧЕСКОМ
ИЗУЧЕНИИ БАШКИРСКИХ КАРБОНАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ
Утверждено
Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Издательство
Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2014
УДК 551.7.022 (470.53)
К71
Рецензенты:
канд. геол.-мин. наук А.А. Злобин
(Пермский национальный исследовательский
политехнический университет);
канд. геол.-мин. наук О.Л. Алексеева
(Пермский государственный национальный
исследовательский университет)
К71
Косков, В.Н.
Геофизические исследования скважин при фациальноциклическом изучении башкирских карбонатных отложений: учеб. пособие / В.Н. Косков, О.Е. Кочнева. – Пермь:
Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. – 122 с.
ISBN 978-5-398-01153-1
Рассмотрена физическая сущность методов геофизических
исследований скважин (ГИС) при изучении геологического
строения карбонатных нефтегазоносных отложений в свете системно-структурного подхода. Описаны возможности попластового литолого-стратиграфического расчленения карбонатных
отложений осадочных пород. Показана эффективность использования материалов ГИС при изучении литофациальной изменчивости карбонатных отложений башкирского яруса.
Предназначено для студентов очного отделения по направлению 130101.65 «Прикладная геология», аспирантов, молодых
ученых, специализирующихся в области литолого-фациального
и циклического анализа карбонатных образований.
УДК 551.7.022 (470.53)
ISBN 978-5-398-01153-1
© ПНИПУ, 2014
ОГЛАВЛЕНИЕ
Список аббревиатур и основных обозначений .......................................... 4
Введение ................................................................................................................. 6
Глава 1. Системно-структурный подход к интерпретации
промыслово-геофизических данных ........................................................... 11
1.1. Системно-структурный подход как методологическая
основа построения моделей залежей нефти и газа.......................... 18
1.2. Интерпретация данных ГИС в свете
системно-структурного подхода ....................................................... 25
Глава 2. Распознавание литологического состава пластов горных
пород и межскважинная корреляция по данным ГИС ........................ 47
2.1. Характеристика и возможности методов ГИС
при литологической идентификации пластов горных пород........ 50
2.2. Распознавание литологического состава пластов горных
пород и межскважинная корреляция по данным ГИС................... 55
Глава 3. Фация и цикличность: история изучения
и методика исследования................................................................................ 65
3.1. История термина «фация» и система терминов,
связанных с ним .................................................................................. 66
3.2. Понятие цикличности и методика ее изучения............................... 71
3.2.1. Причины возникновения цикличности ..................................72
3.2.2. История изучения цикличности..............................................75
Глава 4. Литолого-стратиграфическое расчленение башкирских
отложений Пермского края на основе фациально-циклического
анализа .................................................................................................................. 84
4.1. Характеристика карбонатных отложений башкирского яруса ...... 84
4.2. Фациальные особенности каменноугольных отложений
Пермского края ................................................................................... 85
4.3. Методика расчленения башкирских отложений............................. 96
4.4. Пример фациально-циклического расчленения башкирских
отложений на Калмиярском месторождении (Пермский край)....100
Заключение ....................................................................................................... 111
Библиографический список ......................................................................... 113
3
СПИСОК АББРЕВИАТУР
И ОСНОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ
АК – акустический каротаж
БК – боковой каротаж
БКЗ – боковое каротажное зондирование
ВП – метод потенциалов вызванной поляризации
ГГК – гамма-гамма-каротаж
ГГП – гамма-гамма-плотномер
ГИС – геофизические исследования скважин
ГК – гамма-каротаж
ГТК – геолого-технический комплекс
ДМ – диэлектрический метод
ДС – диаметр скважины
ИК – индукционный каротаж
КВ – кавернометрия
КС – метод кажущегося сопротивления
МБК – микробоковой каротаж
МГЗ – микроградиентзонд
МЗ – микрозондирование
МПЗ – микропотенциалзонд
НГК – нейтронный гамма-каротаж
ННК-Т – нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам
ПС – потенциал собственной поляризации скважин
РК – радиоактивный каротаж
ТМ – метод регистрации тока
УВ – углеводороды
ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства
РГЦ – регоциклит
СБРГЦ – субрегоциклит
ЭЛЦ – элементарный циклит
4
ПМ-МЗ – прибрежно-морские мелководные закрытые фации
ПМ-МО – прибрежно-морские мелководные открытые фации
Мм – морские мелководные фации открытого моря
РМДП – фации ровного морского дна с подвижным гидродинамическим режимом
РМДС – фации ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом
КРП – фации криноидных поселений
ФРП – фации фораминиферовых поселений
ФП – фации фузулинидовых поселений
БП – фации брахиоподовых поселений
ВП – фации водорослевых поселений
ОТ – фации отмелей
К – континентальные фации
К-АР – русловые фации
К-АП – пойменные фации
К-ОЗ – фации озер
К-Б – фации болот
К-П – фации пляжа
ЛО – фации солоноватоводные
ПМ-РВ – фации прибрежных речных выносов
ПМ-З – фации прибрежных заливов
ПМ-Б – фации прибрежных болот
ПМ-БКП – фации прибрежных баров, кос и пересыпей
ПМ-ВСТ – фации зон волнений и слабых течений
ПМ-ЛО – фации открытого прибрежного мелководья
ЛОм – фации зон опресненного мелководья, удаленных от берега
ЛОср – опресненные фации средних глубин
ЛОг – опреснённые фации относительно больших глубин
ЛС – фации солоноводные
ЛСко – солоноводные фации карбонатных органогенных илов
ЛСкх – солоноводные фации хемогенных илов
ЛСсх – солоноводные фации сульфатных хемогенных илов
5
ВВЕДЕНИЕ
Нефтяная и газовая промышленность занимает важное место в экономике страны. Для достижении положительного экономического эффекта при освоении запасов углеводородов
в недрах земли необходимо использование рациональной системы разработки нефтегазовых месторождений, промышленное
освоение которых должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа при наиболее полном применении новых технологий и систематическом и углубленном изучении предмета
труда по мере поступления все новой информации о залежи нефти
или газа, т.е. при осуществлении мониторинга. Доскональное знание предмета труда в любом производственном процессе необходимо для рациональной организации (планирования и проектирования) этого процесса и для безошибочной прогнозной оценки результатов труда (производственного процесса).
Отличительная особенность нефтяной или газовой залежи –
ее недоступность для изучения путем непосредственных наблюдений и измерений. Информация о залежи является косвенной
и к тому же дискретной (разрывной, несплошной), характеризующей далеко не все «точки» (элементарные объемы) продуктивного
пласта, а преимущественно те, где пробурены скважины, и эти
скважины каким-то образом исследованы, т.е. в них проведены
измерения каких-то физических величин.
Противоречие между необходимостью знания предмета
труда и невозможностью его непосредственного изучения преодолевается единственно возможным способом – построением
модели предмета труда (в данном случае – модели нефтяной или
газовой залежи). Другими словами, вопросы рациональной организации и прогнозирования результатов труда в нефтяной и газовой промышленности решаются не непосредственно для реаль6
ной нефтяной и газовой залежи, а для ее модели. Запасы и величины планируемых объемов добычи нефти и газа определяются
на основе моделей залежи нефти или газа, реальные же нефть
и газ добываются из реальных залежей, причем нередко далеко не
в тех количествах, которые планируются.
Достоверность геологических моделей базируется на научно
обоснованных подходах и знании законов седиментации, смены
фациальных условий, цикличности осадконакопления, закономерностей распространения разных фаций. Условия образования горных пород и их литологический состав тесно связаны между собой
и характеризуются целым набором качественных и количественных признаков. Так, например, физические свойства горных пород определяют непосредственно на образцах керна или по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Параметры
физических полей содержат в себе информацию о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пород, регулирующие
процессы аккумуляции и миграции углеводородов. Эти сведения
позволяют судить об условиях осадконакопления и проводить
фациально-циклический анализ как терригенных, так и карбонатных отложений.
Информацию о геологическом строении недр и их нефтегазоносности получают по результатам скважинных исследований.
Наиболее полные сведения о пересеченных скважинами отложениях получают при интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС), которые вместе с материалами литологического и палеонтологического изучения образцов горных пород
и скважинных термометрических, потокометрических и других
исследований могут явиться основой для создания моделей нефтяных и газовых залежей, получения литолого-стратиграфических описаний разрезов скважин и характеристики каждого из
вскрытых скважиной пластов, построения схем корреляции и т.п.
(В.Н. Дахнов [26]; В.А. Долицкий [30]). Поэтому материалы ГИС
являются основным источником информации о геологическом
строении нефтяных и газовых месторождений.
7
Большие возможности использования результатов обработки скважинных наблюдений при поиске и разведке нефтяных
и газовых месторождений, при подсчете запасов углеводородного сырья, проектировании и контроле процессов разработки месторождений доказаны многолетней практикой. Детальный анализ этих возможностей дан в трудах многих отечественных ученых (Б.Ю. Вендельштейн [14], С.С. Итенберг[38, 39], С.Г. Комаров [43] и др.).
В связи с увеличением объема промыслово-геофизической
информации и необходимостью оперативной ее обработки в свое
время (в конце прошлого века) широко использовались большие
ЭВМ, а в настоящее время – персональные компьютеры. Машинная обработка данных ГИС позволяет решать множество геологических задач: расчленение и корреляция разрезов скважин, моделирование залежей углеводородного сырья, построение всевозможных прогнозных карт, определение численных значений
геопараметров, так необходимых для решения задач подсчета запасов, проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений. К настоящему времени почти
общепризнанным стало утверждение, что перспективы кардинального повышения качества машинной интерпретации данных
ГИС следует связывать с обращением к так называемому системному (или системно-структурному) подходу.
Вопрос о системном изучении природных объектов в начале 30-х гг. прошлого века впервые был поставлен известным биологом Л. Берталанфи [7], который сформулировал основные положения теории системных исследований. Дальнейшее развитие
системных исследований связано с работами А.К. Анохина, К. Боулдинга, А.А. Ляпунова, А.А. Малиновского, Д. Нидхема, Н.Ф. Овчинникова, А. Рапопорта, В.Н. Садовского, Ю.А. Урманцева,
У.Р. Эшби и других авторов [65, 69, 72, 79, 91].
Вопросы применения системного подхода в геологии рассмотрены в трудах В.И. Вернадского, Ю.А. Воронина, Л.Ф. Дементьева, А.Н. Дмитриевского, А.Б. Каждана, Ю.Н. Карагодина,
8
Л.Д. Кноринга, Ю.А. Косыгина, В.А. Соловьева, А.И. Холина,
Л.И. Четверикова, И.П. Шарапова, Ю.В. Шурубора, М.М. Элланского и ряда других исследователей [8, 28, 52, 60, 98, 99, 102].
С позиций системного подхода цикличность (закономерную
смену пород и периодическую повторяемость палеографических
обстановок) рассматривают на различных структурных иерархических уровнях в зависимости от характерных особенностей того или
иного природного резервуара углеводородного сырья.
Настоящее учебное пособие направлено на решение
главной задачи нефтяной и газовой отрасли – повышение качества моделирования нефтяных и газовых залежей. Очевидная
значимость данной проблемы обусловлена следующими обстоятельствами:
– недоступность залежи УВ для непосредственных измерений ее горно-геологических параметров;
– дискретность прямых и даже косвенных измерений по
каротажным материалам и по данным петрофизических исследований образцов горных пород, т.е. возможность их получения
далеко не во всех точках пласта, а только в пересечениях его
(пласта) скважинами;
– изменчивость оценок начальных параметров залежей,
связанная с получением новой информации в процессе их разбуривания и эксплуатации и порождаемая этим необходимость
непрерывной корректировки моделей;
– необходимость использование методов ГИС для проведения фациального анализа исследуемых отложений с целью
выявления в разрезах скважин продуктивных интервалов.
Таким образом, модели нефтяных и газовых залежей никогда не могут быть полностью адекватными моделируемым
объектам. Поэтому проблема совершенствования методов построения моделей залежей всегда актуальна и остра.
Новизна настоящего издания базируется на системноструктурном представлении изучаемых геологических объектов,
в результате применения которого появляется возможность
9
представить данные обработки материалов скважинных наблюдений в виде достаточно полных модельных описаний изучаемых геологических объектов – литолого-стратиграфических колонок, геолого-геофизических и фациально-циклических разрезов скважин, геологических профилей, корреляционных схем
и других документов геологической службы.
Пособие рекомендуется при написании курсовых и дипломных проектов, а также научных статей.
10
ГЛАВА 1. СИСТЕМНО-СТРУКТУРНЫЙ
ПОДХОД К ИНТЕРПРЕТАЦИИ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Подход к объектам исследования как к системам выражает одну из главных особенностей современного научного познания. За последнее время значительно возрос интерес исследователей к теоретико-системной проблематике, вопросам логики
и методологии научного исследования. Основные их усилия направлены на выявление и анализ многообразных конкретных
проблем, выдвигаемых практикой системных исследований,
создание новых действенных средств решения научных и прикладных задач системного характера.
Геология является сферой научной и практической деятельности, в которой использование системного подхода предопределено спецификой геологических объектов, понятия целостности и элементности которых использовались многими геологами-исследователями [8, 28, 52, 60, 72, 81, 82].
В геологии все более осознается фундаментальный статус
системной организованности геологических объектов, что предопределяет желание геологов раскрыть системную природу
и системные закономерности геологических тел.
Общую теорию систем следует рассматривать как совокупность различных способов описания систем разного рода.
Главной особенностью общей теории систем является установка
на выделение и фиксацию самой «системной действительности»
в ее «естественном» расчленении. Один из подходов к построению общей теории систем заключается в том, чтобы расположить реально существующие объекты в соответствии с иерархией составляющих их подсистем и элементов, для каждого уровня иерархического ряда подобрать наиболее подходящие
способы абстракции. Одно из преимуществ выявления иерархии
11
систем заключается в ясном представлении об имеющихся пробелах как в теоретических знаниях, так и в эмпирических данных. Наиболее перспективными являются попытки построения
теоретических моделей отдельных типов системных объектов
[7, 65, 69, 72, 79, 91]. При системном подходе исследователи
должны показать, что изучаемый объект может рассматриваться
как системный (это необходимое условие), и выяснить, из каких
элементов состоит данная система. Поскольку элементы могут
выделяться более или менее произвольно, необходимо ввести
критерий выделения элементов и показать, что именно эти элементы удовлетворяют исследователей при изучении системы.
Также нужно выявить соотношения между элементами (структуру системы) и характер связей между ними.
Таким образом, термин «система» можно определить как
относящийся к совокупности выделенных любым способом
элементов, каждый из которых в рамках данного исследования
признается неделимым и так или иначе связанным с другими
элементами той же системы.
Ценность системного подхода для геологов состоит в том,
что, получив принципиально важную информацию уже в самом
начале системных исследований, можно правильно спланировать
весь ход дальнейших исследований и последовательно приближаться к более полному познанию сложных геологических объектов, вводить качественные характеристики объекта, которые
впоследствии могут быть заменены на количественные, эффективно сочетать формальные и содержательные методы, широко
использовать интуицию и опыт. Под системными исследованиями понимается вся совокупность научных и технических проблем, которые при всей их специфике и разнообразии сходны
в понимании и рассмотрении исследуемых ими объектов как систем, т.е. как множеств взаимосвязанных элементов, выступающих
как одно целое [8, 60].
Как мы выделяем систему? Это зависит от конкретно поставленной задачи. С позиций общенаучного системного подхода система есть множество связанных между собой компонентов
12
той или иной природы. Она обладает целостностью, которая выражается в интегральных свойствах и функциях и в относительной автономности существования и проявления этого множества [4, 60, 72, 79]. Компонентами системы могут быть ее части
(относительно неделимые элементы), свойства, состояния, связи, фазы и этапы внутреннего функционирования и развития.
Многие исследователи дают свою трактовку термина
«система». Так, Г.А. Викторов под системой понимает какое-то
множество объектов или явлений, определенным образом связанных друг с другом, а по Л.А. Блюменфельду, система – это
совокупность любым способом выделенных из остального мира
реальных или воображаемых элементов. Похожее определение
системы дает А. Холл, который считает, что система – это множество объектов вместе с взаимоотношениями между ними и их
атрибутами [8]. Некоторые исследователи рассматривают систему с математической точки зрения как некоторую часть мира,
которую в любое время можно описать, придав конкретные значения некоторому множеству переменных. Они подчеркивают,
что система не просто совокупность элементов, в которой каждый элемент управляется действующими по отношению к нему
законами причинной связи, а совокупность отношений между
этими элементами [69, 72].
Основные объекты исследования в современной науке
представляют собой те или иные системы. Любой реальный
объект рассматривается как система, если результат его поведения определяется как продукт взаимодействия его частей. В геологии к таким системам относятся залежь, пласт, образец и т.п.,
принадлежащие к различным иерархическим уровням, т.е. системный подход к исследованию геологических тел обычно реализуется на основе их декомпозиции на иерархии пространственно связанных частей – подсистем. Для того, чтобы представить объект как систему, необходимо вначале так или иначе
расчленить его, выявить, например, его пространственно ограниченные части (пласт горной породы, ограниченный сверху
13
и снизу поверхностями напластования) или найти другие формы
расчленения объекта, а затем констатировать существование
отношений этих частей (подсистем и элементов) в целостной
картине объекта, т.е. при рассмотрении объекта как системы
должна быть представлена картина ее составных частей в их
взаимных отношениях.
Границы подсистем всех уровней желательно проводить
по поверхностям, характеризующимся резким изменением мер
взаимного сходства и взаимосвязи смежных элементов. Тогда
возможности иерархической декомпозиции как средства моделирования сложных систем (например, нефтегазовых залежей)
проявляются с наибольшей полнотой.
В последнее время ряд исследователей подчеркивают необходимость выделения трехмерных геологических объектов
с одновременным учетом площадной и вертикальной иерархии.
В принципе под геологическим телом следует понимать часть
геологического пространства, ограниченную геологической границей. Но если раньше больше внимания обращали на целостность геологических тел, то системный подход делает упор на
его части (элементы) и их связи между собой и с другими геологическими телами [81]. Тем не менее до сих пор не разработаны
единые правила сопоставления объектов, выделяемых на площади и в разрезе, в зависимости от их ранга (уровня организации) и масштаба. Определяющим моментом в организации бесчисленного множества геологических тел и их связей является
закон иерархии: каждое геологическое тело является частью более крупного тела и участвует вместе с ним в геологических телах высших рангов. Так, например, слой является частью пачки,
горизонта; пачка и горизонт – частями яруса и т.д. Осадочный
бассейн в нефтегазоносном отношении представляет собой целостную систему и находится на более высоком интегративном
уровне организации, чем слагающие его нефтегазогеологические компоненты разреза – залежи, толщи, пачки, слои. Разрез
любого осадочного бассейна представлен в виде чередования
14
слоев (геологических тел более низкого ранга), каждый из которых имеет свой литологический состав и может представлять
собой как нефтесодержащий коллектор, так и покрышку, препятствующую перемещению углеводородов по вертикали.
Целесообразно разработать модели различных уровней
в геологии с учетом их иерархичности, а при выделении геологических объектов, находящихся на разных иерархических уровнях, необходимо исходить из основных признаков, отражающих
сущность выбираемого в качестве основной (базисной) единицы
объекта. Каждый геологический объект определенного ранга
обладает своими, присущими только ему, свойствами. Первоначально объект предстает как некая система свойств, которые
характеризуют внешние отношения объекта в его целостных
проявлениях. Уже здесь имеет место системное рассмотрение
объекта, хотя еще не известна его структура, предполагающая
прежде всего внутренние отношения составляющих его элементов.
Переход от системы целостных свойств к структуре может быть
осуществлен при условии, если найдены элементы и их устойчивые отношения, которые связаны с природой этих свойств.
Дж. Нидхем полагает, что внутреннее строение системы
определяется тремя факторами: качеством элементов, их количеством и, наконец, тем, как они складываются в общую архитектонику системы, т.е. тем, что можно было назвать структурой системы [63]. В рамках системного подхода наиболее важным и вместе с тем наименее разработанным является учение
о структурах, т.е. о таких особых преобразованиях, которые являются общими для всех систем данного типа, независимо от
качества элементов и области, к которой относится система. Поэтому в ситуациях, когда решающее значение для успеха исследования геологических объектов имеет «правильный» выбор
способа декомпозиции системы, следует говорить о системноструктурном подходе.
Изучение типов систем и структур самих по себе очень
важно еще и потому, что позволяет четко решать некоторые во15
просы, абстрагируясь при этом в известной мере от менее существенных свойств изучаемых объектов. Большую роль в изучении структур играет установление аналогий между различными объектами. Там, где аналогия видна, можно с большим основанием сформулировать выводы, смысл которых состоит
в том, что если в разных типах объектов имеются сходные закономерности, то эти закономерности можно рассматривать
как общеструктурные, т.е. структура выявляется как нечто общее в различных объектах. Собственно структурный анализ
системы начинается с определения состава системы, детального исследования ее частей (элементов) и констатации неделимости элементов в определенных отношениях. Структурные
отношения важны не сами по себе, но только в той мере, в какой они характеризуют устойчивость системы, так как структура есть устойчивое единство элементов, их отношений и основа целостности системы.
Структурные исследования статических систем строятся
на основе синтеза макро- и микроподходов к познанию этих
систем, в рамках которого исследования системы в целом и независимые исследования свойств составляющих ее элементов
необходимым образом дополняют и видоизменяют друг друга.
Развитие системно-структурных исследований существенным
образом видоизменяет способы характеристики индивидуальных, отдельных объектов – они рассматриваются как элементы
определенных материальных систем, т.е. их свойства и существование с самого начала ставятся в зависимость от других элементов этих систем.
Изучение связей и взаимодействий компонентов геологических объектов на разных уровнях их организации позволяет
подойти к пониманию значения геологических структур. Так,
набор значений каких-либо физических параметров (например,
пористости, проницаемости, глинистости и т.п.), является не чем
иным, как некоторым схематическим описанием реального объекта (нефтяной залежи, пласта, образца), который можно вос16
принимать как систему. В основе каждой системы лежит наличие связей между элементами системы, например между минеральными зернами, слагающими образец горной породы. Каждому элементу (зерну) отвечает некоторый набор возможных
параметров – размер, окатанность, минеральный состав, цвет
и т.д. Очень важно при этом установить наиболее важные параметры, которые несут наибольшую информацию.
При переходе от одной системы к другой более высокого
или более низкого порядка (уровня) изменяются и определяющие
их свойства. Некоторые свойства остаются общими для разноуровенных систем, а другие характерны только для какой-либо
определенной системы. Таким образом, при рассмотрении систем
с близкими свойствами возникает вопрос об их классификации,
т.е. о выяснении общих черт сходства и различия между ними.
Обычно при изучении реального объекта сначала обращают внимание на его характерные свойства, а затем при расчленении объекта на элементы выявляют и частные характеристики. В геологии также можно выделять несколько основных уровней организации геологических объектов.
Для более полного и научнообоснованного выделения
объектов как систем различного уровня в геологии целесообразно разработать модели этих систем с учетом их иерархии. Отсюда, важнейшей особенностью объекта как системы является
его иерархичность, которая означает, что каждый ее компонент
в свою очередь может рассматриваться как система, а сама исследуемая система представляет собой лишь один из компонентов более широкой системы.
Окружающий нас мир представляет собой многоступенчатую иерархию разных уровней организации или структурных
уровней. Каждый следующий уровень характеризуется новыми,
эмерджентными свойствами, которые нельзя обнаружить у компонентов системы. Следует отметить, что переход от одного
уровня к другому более высокого порядка отнюдь не означает
повышения упорядоченности или устойчивости, а построение
17
иерархических рядов на основе простой линейной последовательности является ошибочным.
Очень важное значение при системно-структурных исследованиях играет моделирование какого-либо объекта путем воспроизведения его самого и существенных его свойств в виде модели материальной или воображаемой. Положительным моментом применения моделирования является то, что всякая структура
объекта как бы освобождена от затемняющих ее деталей [24].
При построении модели залежи по данным ГИС по ряду скважин
системно-структурный подход заключается в огрублении каротажных кривых при литолого-стратиграфическом расчленении
разреза для выявления основных его закономерностей и удаления
локальных неоднородностей [49, 47, 46].
1.1. СИСТЕМНО-СТРУКТУРНЫЙ ПОДХОД
КАК МЕТОДОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА ПОСТРОЕНИЯ
МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Математические методы обобщения, анализа и обработки геологической информации все более широко используются
при решении многих задач нефтегазовой геологии. Не случайно научно-технический прогресс в нефтегазодобывающей отрасли связывают с применением математических методов, современной вычислительной техники и новейших информационных технологий. Однако при этом геологические объекты
в основном исследуются только в узко поставленных рамках
конкретной задачи, нередко недооценивается и не используется весь комплекс методов научного познания изучаемого геологического объекта. Выйти из создавшегося положения, как
считают многие геологи-исследователи, можно только используя системно-структурный подход, который должен включать
в себя не только теоретическое обсуждение методов и принципов исследования объектов как систем, но и иметь реальное
18
прикладное значение. Все системные исследования должны
быть направлены на поиски системообразующих факторов,
а не просто фиксацию совокупных характеристик системного
объекта [19, 28, 52, 95, 98].
Однако эффективность применения системно-структурного подхода зачастую невысока, что и подтверждается практическими результатами многих исследователей, когда дальше тривиальных рекомендаций познавать сложное путем изучения слагающих его элементов и взаимосвязей между элементами дело
не идет.
Замечено, что если внутри системы некоторые элементы
обладают способностью обмениваться информацией, то в результате этого могут возникнуть подсистемы, которые относительно
автономны и связаны между собой иерархическим образом, т.е.
подсистемы определенного уровня объединяются в подсистемы
более высокого уровня.
Реальный геологический объект может быть рассмотрен
как система, если его поведение определяется как продукт взаимодействия его частей. В основе каждой системы (подсистемы)
лежит наличие связей между составляющими ее элементами,
причем каждому элементу отвечает некий набор возможных состояний. В геологии четко прослеживается, что система (геологический объект) состоит из двух частей: физико-химической
и структурной, находящихся в отношении взаимозависимости
друг от друга.
Концептуальная модель системно-структурного подхода
к проблемам познания и анализа объектов нефтегазопромысловой
геологии трактуется многими авторами по-разному. Так, с одной
стороны, констатируется познавательная ценность мысленного
расчленения (декомпозиции) систем (совокупности геологических объектов, определенным образом связанных между собой
и образующих некоторые целостности) на отдельные элементы
или подсистемы, которые в дальнейшем по ходу их изучения будут сами рассматриваться как системы. С другой стороны, под19
черкивается такая особенность системы, которая характеризуется
наличием у нее так называемых эмерджентных свойств [28, 60,
95], которые отсутствуют у слагающих ее элементов.
Ранее (до системного подхода) исследователями широко
использовался так называемый причинный подход, который состоит в представлении изучаемого явления или объекта в виде
цепи причин и следствий. При системном же подходе объект
представляется в виде системы в системе объектов того же класса. Как мы можем представить тот или иной объект исследования в виде системы? Это зависит от содержания решаемой задачи. При системном подходе прежде всего необходимо показать,
что изучаемый объект может рассматриваться как системный
и затем уяснить, из каких элементов состоит данная система.
Поскольку элементы могут выделяться более или менее произвольно, то требуется ввести критерий выделения элементов
и показать, что именно эти элементы характерны для изучаемой
системы. Далее необходимо выявить соотношения (качественные и количественные) между этими элементами и тем самым
получить представление о структуре системы.
Противоречия, возникающие при трактовке концепции
системного подхода, могут быть устранены, если системный
подход рассматривать как средство учета в научных исследованиях индивидуальных, неповторимых особенностей изучаемых
реальных объектов и явлений.
Рассмотрим сущность системно-структурного подхода
применительно к моделированию геологических объектов с использованием результатов интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований.
В своих представлениях о строении геологических объектов интерпретатор явным или скрытым образом всегда руководствуется некоторой классификацией (типизацией) изучаемых
объектов и составляющих их элементов. Предполагается, что
элементы каждого типа тождественны друг другу по наборам
присущих им видовых свойств. Так, например, основное свой20
ство каротажных диаграмм (совокупности вынесенных на бумажную полосу различных линий, координатной сетки, цифр
и других знаков) заключается в том, что по их конфигурации
можно произвести литолого-стратиграфическое расчленение
разрезов скважин (построить литолого-стратиграфическую колонку). Взятые в целом кривые ГИС характеризуют рассматриваемый объект (разрез скважины от устья до забоя) как единую
систему. Аномальные участки на кривых ГИС характеризуют
элементы разреза скважины более низкого порядка: например,
с их помощью можно разделить карбонатную и терригенную
части разреза, выделить интервалы продуктивных толщ, крупных стратиграфических подразделений. На более глубоком
уровне по конфигурации кривых ГИС можно выделять пласты
горных пород по литологическому составу и пласты-коллекторы
с указанием характера насыщения (рис. 1.1). Наиболее отчетливо иерархичность системы (разреза) видна на интегральных диаграммах, на которых отдельные элементы разреза скважины
(пласты горных пород) характеризуются своими усредненными
физическими свойствами (рис. 1.2). Эти свойства характерны
и для всей системы (разреза скважины), но ее эмерджентным
свойством системного уровня является, например, упорядоченная последовательность (усредненных по пластам горных пород) геофизических показаний (на интегральных кривых ГИС –
ступенчатая последовательность показаний на отрезках неравной длины). Корни таких свойств скрыты в свойствах составляющих систему элементов.
Эффективное использование диаграмм ГИС по группе
скважин для построения модели геологического объекта (например, нефтяной залежи) зависит не только от конфигурации
каротажных диаграмм, но и от воспринимающего ее устройства
(человеческого мозга или «интеллектуального» технического
устройства в виде компьютера и его программного обеспечения). Если рассматривать геологические объекты как пространственные, то составляющие их элементы можно группировать
21
Рис. 1.1. Пример литологического расчленения терригеннокарбонатных отложений нижнего карбона по данным ГИС:
1 – глинистая порода; 2 – алевролит; 3 – песчаник плотный; 4 – коллектор водонасыщенный терригенный; 5 – коллектор нефтенасыщенный
терригенный; 6 – аргиллит; 7 – терригенно-карбонатная порода;
8 – известняк плотный; 9 – известняк глинистый; 10 – коллектор
водонасыщенный карбонатный; 11 – коллектор нефтенасыщенный
карбонатный
22
Рис. 1.2. Пример литолого-стратиграфического расчленения разреза
скв. 213 Кустовского месторождения, выполненного по интегральным
кривым ГИС: 1 – доломит; 2 – известняк глинистый; 3 – известняк
доломитистый; 4 – песчаник алевритистый; 5 – песчаник глинистый;
6 – аргиллит; 7 – алевролит глинистый; 8 – терригенная порода; 9 –
коллектор нефтенасыщенный; 10 – коллектор водонасыщенный
23
в пространственно связные, компактные подсистемы различных
порядков и выйти на так называемое псевдостатистическое моделирование [99], идеи которого были использованы применительно к литолого-стратиграфической интерпретации данных
ГИС [46, 47, 48, 49].
Для более полного и научно обоснованного выделения систем различных уровней в геологии целесообразно разработать
иерархические модели этих систем. Моделирование в самом общем виде – это метод исследования какого-либо процесса или
объекта путем воспроизведения его самого или существенных его
свойств в виде материальной или мысленной модели [24, 72, 98],
что показано, например, при построении горно-геометрических
моделей некоторых месторождений Пермского Прикамья.
Модель – это такая система, представляемая мысленно или
реализованная материально, которая отражает или воспроизводит
в какой-то степени объект исследования, но в то же время способна замещать его так, что изучение этой системы дает новую
информацию об изучаемом объекте. Поэтому очевидно, что всякая модель есть упрощение (огрубление), а это значит, что моделируемое строение объекта как бы освобождено от затеняющих
ее деталей (локальных несущественных неоднородностей).
Иногда говорят о системно-структурном подходе, системно-структурной методологии, имея в виду такую ситуацию, когда
решающее значение для достижения высокой эффективности исследований приобретает взвешенный выбор схемы расчленения
(декомпозиции, структуризации), выявления явно выраженных
оснований структуризации изучаемого объекта. Поэтому в нефтегазовой отрасли изучение связей и взаимодействия геологических
систем на разных уровнях их организации позволяет подойти
к пониманию значения геологических структур. Для установления закономерностей связи между частями геологических структур по данным ГИС необходим специальный логико-математический аппарат системно-структурного моделирования и, в частности, статистическая обработка промыслово-геофизической
24
информации с использованием кластерно-дискриминантного, дисперсионно-регрессионного и факторного анализов, сопоставления
эмпирических распределений и т.п.
Структура системы – это устойчивая картина взаимных
отношений элементов целостного объекта, который всегда может быть представлен в качестве системы. Инвариантность как
важнейшая характеристика структуры системы приводит к понятию связи, так как структуры в итоге и есть не что иное, как
совокупность устойчивых связей объекта изучения. Структура
немыслима вне системы, равно как и система по своей архитектонике всегда структурна [63].
Учение о структурах наиболее важно и наиболее перспективно для геологических систем (геологических объектов). Если
система – это нечто реальное, то структура – это тот разрез,
в котором мы ее рассматриваем, т.е. структура – это мгновенный снимок внутренних взаимоотношений в системе.
На практике при геологической интерпретации данных
ГИС предлагается любой изучаемый геологический объект (залежь, разрез скважины и т.п.) представлять в виде системы, состоящей из подсистем и элементов, относящихся к определенным иерархическим уровням и связанных определенными отношениями между собой.
1.2. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС В СВЕТЕ
СИСТЕМНО-СТРУКТУРНОГО ПОДХОДА
Осадочный бассейн в нефтегазоносном отношении представляет собой целостную систему и находится на более высоком интегративном уровне организации, чем слагающие его
нефтегазогеологические компоненты разреза (залежь, продуктивная толща, слой). Разрез любого осадочного бассейна описывается в виде чередующихся слоев, представленных теми
или иными литологическими разновидностями горных пород.
25
По литологическому составу одни породы являются нефтесодержащими породами-коллекторами, а другие, препятствующие
перемещению углеводородов, плотными непроницаемыми породами (покрышками). Поэтому при выделении геологических
объектов разреза различного ранга (слоев, прослоев, слойков,
пластов, пропластков и т.п.) необходимо исходить из основных
признаков, отражающих сущность выбираемой в качестве основной (базисной) единицы объекта.
Важнейшую роль при изучении геологических объектов
играют ГИС – комплекс геофизических работ, выполняемых
в скважине с целью детального изучения ее геологического разреза, выделения частей этого разреза, содержащих те или иные
полезные ископаемые, оценки промышленного значения углеводородного сырья, определения положения скважин в пространстве и их технических характеристик. Сущность методов
ГИС и методики интерпретации результатов скважинных наблюдений изложены во многих учебниках и справочной литературе [26, 29, 38, 39, 71]. В зависимости от физических свойств,
изучаемых при каротаже скважин, различают такие методы каротажа, как электрический, радиоактивный, ядерно-магнитный,
акустический и др. Полученные при каротаже величины геофизических параметров служат основой для выделения ряда разновидностей горных пород в разрезе скважины, а также для проведения границ между слоями, сложенными породами разного
состава или отличающимися одна от другой по своим физическим свойствам. Данных ГИС вполне достаточно для рациональной декомпозиции разреза каждой интерпретируемой скважины и для построения в дальнейшем с помощью межскважинной корреляции общей схемы иерархического расчленения
разбуренного объема земной коры на части, сменяющие одна
другую по вертикали.
Выделенные по данным ГИС разновидности горных пород
увязываются с петрографическими характеристиками образцов
пород, полученных при бурении скважин с определенных глу26
бин в виде керна, шлама или проб, отобранных грунтоносами.
Однако керн отбирается далеко не во всех скважинах. Поэтому
относительно полные представления о петрографическом составе горных пород и условиях их залегания практически всегда
опираются на данные ГИС, а переход от ГИС к геологическому
описанию разрезов скважин базируется на изучении связей промыслово-геофизических параметров с физико-геологическими
свойствами горных пород [99].
Параметры, измеряемые в процессе исследования скважин
геофизическими методами, лишь в редких случаях дают возможность непосредственно определять истинные значения физических свойств горных пород, так как на показания геофизических приборов большое влияние оказывают породы, вскрытые
скважиной в соседних интервалах, промывочная жидкость
и проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт,
размеры зондов и т.п. Исправление геофизических параметров
осуществляется введением поправок на влияние аппаратуры,
бурового раствора и длины зонда, снятием влияния фона и других мешающих факторов и приведением геофизических параметров к какому-либо стандарту (например, к двойному разностному параметру). Характеристики, полученные при каротаже
скважин, нельзя отождествлять с истинными параметрами горных пород. Это своеобразные «геофизические» параметры.
По существу, все геофизические методы дают лишь косвенные
сведения о составе и свойствах пород, вскрытых скважиной.
Чтобы от этих косвенных сведений перейти к идентификации литологического состава, стратиграфической принадлежности пород, к оценке их истинных геолого-физических свойств,
необходимо выполнить геологическую интерпретацию материалов ГИС. Для интерпретации важны не столько сами значения
отдельных геофизических параметров, сколько соотношения
между ними.
Интерпретация данных ГИС является обратной задачей,
содержание которой сводится к тому, что по физическим пара27
метрам, измеренным в процессе каротажа, определяют литологию пород, выделяют пласты-коллекторы, количественно оценивают интенсивность проявления наиболее важных геологофизических свойств коллекторов и вмещающих их пород.
Сложность этой задачи и присущая ей в силу обратного
характера высокая степень неоднозначности преодолеваются за
счет комплексирования методов ГИС, использования эвристических методов регуляризации, детального и глубокого изучения петрофизических связей [14, 30, 38, 102].
Очень важной при геологической интерпретации данных
ГИС является проблема увязки данных керна, геофизических
и гидродинамических исследований. Как известно, сведения,
полученные в результате наблюдений и измерений, выполняемых при разведке нефтяных и газовых залежей и месторождений других полезных ископаемых, относятся к пространственно
разобщенным элементам земной коры, в совокупности непосредственно отражают состав и свойства лишь незначительной
доли объема изучаемого объекта, носят фрагментарный характер. Даже при бурении разведочных скважин керн отбирается не
по всему стволу скважины. В основном имеет место проходка
ствола скважины трехшарошечным долотом без выноса керна.
Участки перфорации, проводимой в процессе скважинных испытаний, также составляют незначительную часть от общей
длины скважины.
Кроме того, различные геологические, геофизические
и промысловые показатели определяются и измеряются на разных элементах объема, не совпадающих друг с другом как по
месту в пространстве, так и по форме и размерам, т.е. стоят на
различных ступеньках иерархической лестницы разреза скважины изучаемого геологического объекта как системы.
Достаточно детальной геологической моделью скважины
может служить послойное промыслово-геологическое описание
ее разреза. При бурении со сплошным отбором керна такие описания могли бы основываться на коллекторской документации
28
керна, скорректированной и пополненной с учетом данных лабораторного изучения того же керна и проб флюидов, материалов геофизических и гидродинамических скважинных исследований. Однако фактически в практике изучения нефтяных и газовых месторождений основой для составления послойных
описаний разрезов скважин служат материалы ГИС, проинтерпретированные с учетом других скважинных наблюдений. Чтобы охарактеризовать изменчивость объекта исследования (разреза скважины) по глубине, задается последовательность пластов, выделенных по материалам ГИС, к которым с большей
или меньшей долей условности привязываются результаты лабораторного изучения керна и скважинных испытаний [14, 30],
характеризующих элементы разреза скважины различного с точки
зрения иерархии уровня. Следует отметить, что какой-либо геофизический параметр по зависимости типа «показания ГИС как
функция геолого-физических параметров» определяется не в отдельной точке разреза, а по какому-либо интервалу (пласту)
скважины. Не случайно поэтому А.Е. Кулинкович и Н.Н. Сохранов [48, 85] весь разрез делят на относительно однородные участки, а затем находят характерные усредненные показания для каждого пласта (см. рис. 1.2). Использование интегральных кривых
ГИС весьма эффективно при литологическом расчленении разрезов скважин и при проведении межскважинной корреляции.
Важнейшим документом геологической службы, характеризующим скважину как систему, является литолого-стратиграфическая колонка, содержащая сведения о положении границ
пластов и их толщинах, литологическом составе и стратиграфической принадлежности пород, которыми пласты сложены,
о наличии пластов-коллекторов и характере их насыщения.
Единственной непрерывной основой, на которую опирается такая колонка, обычно являются диаграммы ГИС.
Для изучения литологического состава пород используется, как известно [26, 29, 30], большое количество методов ГИС
в различных сочетаниях. Оптимальный комплекс ГИС выбира29
ется в зависимости от конкретных геологических условий разреза. Это связано с тем, что каждый из методов ГИС обладает разной эффективностью при «узнавании» той или иной литологической разновидности пород. Так, в терригенно-карбонатном
разрезе скважин нижнего карбона месторождений юга Пермского края высокопористые песчаники (коллекторы) уверенно фиксируются отрицательными аномалиями на диаграммах потенциалов собственной поляризации ПС и естественной радиоактивности ГК, положительными приращениями на микрозондах
МЗ, сужением диаметра скважины за счет образования глинистой корки на стенках скважины на кавернограмме ДС. Глинистые породы уверенно отбиваются по высоким значениям ПС
и ГК, характеризуются низкими показаниями при нулевом приращении на МЗ, увеличенным диаметром скважины за счет вымывания глин и образования каверн в процессе бурения, минимальными показаниями нейтронного каротажа НГК. Алевролитам, алевропесчаникам и песчано-глинистым разновидностям
пород отвечают нечетко выраженные экстремальные показания
на кривых ПС, МЗ, ГК, НГК, ДС (см. рис. 1.1). Все это позволяет при достаточной изученности разреза по керновым данным,
опираясь на известные петрофизические зависимости, с помощью кривых ГИС с относительно высокой надежностью выделять и классифицировать основные и промежуточные литологические разности пород, используя в конкретной ситуации наиболее эффективные геофизические методы. В карбонатной
части разреза существующий комплекс ГИС обычно обеспечивает надежное выделение глинистых и плотных разностей карбонатных пород и некоторых типов карбонатных коллекторов.
Кривая ПС для расчленения карбонатных пород малопригодна.
Плотные известняки и доломиты узнаются по повышенным показаниям НГК и низким показаниям ГК и плотностного каротажа ГГК. Против пористых карбонатных пород наблюдается обратная картина – минимальные показания НГК и повышенные
ГК и ГГК. Карбонатные коллекторы фиксируются также по
30
уменьшению диаметра скважины ДС и положительным приращениям на микрозондах МЗ. Весьма информативен при литологическом расчленении карбонатного разреза акустический
каротаж АК.
Вполне однозначное решение задачи литологического
расчленения разрезов скважин по данным ГИС далеко не всегда
достижимо. Это связано с очень большим разнообразием типов
горных пород, широким распространением переходных разновидностей пород, непостоянством природных факторов и технологических условий проводки скважин, вносящих искажения
в показания ГИС. Неоднозначность рекомендаций по использованию того или иного комплекса ГИС, предлагаемых в учебниках и научных публикациях, лишний раз подтверждают необходимость творческого системного подхода к интерпретации данных ГИС, высокую значимость учета конкретных геологических
и технических условий, максимально полного использования
всей геолого-промысловой информации и обоснованного комплексирования методов ГИС.
При выделении пластов и прослоев лучше всего следовать
правилам, разработанным в электрическом каротаже [26, 43],
где для установления границ пластов и определения характера
насыщения пластов-коллекторов используются методы электрического каротажа в различных модификациях (боковое каротажное зондирование БКЗ, боковой БК, микробоковой МБК
и индукционный ИК каротажи).
При определении по данным ГИС границ крупных стратиграфических подразделений (подсистем в разрезе скважины как
системы) возникает необходимость в выделении опорных пластов. К опорным пластам (элементам подсистемы) предъявляются
следующие основные требования: хорошая выдержанность по
площади; четкая геофизическая характеристика, резко отличная
от характеристики их окружения и легко выявляемая при анализе
стандартных диаграмм ГИС; приуроченность к стратиграфическим границам или палеонтологически охарактеризованным ком31
плексам. Опорные пласты, прилегающие к важнейшим стратиграфическим границам и обладающие характерными особенностями (физическими свойствами) при записи кривых ГИС, являются своеобразными стратиграфическими реперами, с помощью
которых в ряде случаев можно прослеживать границы на больших территориях [30]. Выделение четких реперов позволяет успешно проводить корреляцию межреперных пространств.
При всем многообразии традиционных «ручных» методов
геологической интерпретации материалов ГИС все они реализуются по одной схеме: вначале разрез скважины расчленяется
на внутренние относительно однородные участки-слои; затем
определяются литологический состав, стратиграфическая принадлежность выделенных слоев и характер насыщения тех из
них, которые сложены породами-коллекторами. Дифференциация горных пород с помощью ГИС осуществляется по физическим свойствам пород в зависимости от гранулометрического
состава, характера цементации, структурных и текстурных особенностей. Однозначность интерпретации существенно повышается, если для изучения геологического строения разрезов
скважин используется обязательный комплекс методов ГИС –
стандартного электрического и радиоактивного каротажа, записанного в вертикальном масштабе 1:500. При решении задач
расчленения разрезов скважин и межскважинной корреляции
для выявления главных закономерностей разреза и сглаживания
локальных неоднородностей, зафиксированных на каротажных
кривых, целесообразно составлять интегральные диаграммы
ГИС [47, 49]. Для построения последних весь разрез исследуемой скважины разбивается на неравные интервалы, каждый из
которых представляет собой участок кривой ГИС с близкими
друг к другу показаниями того или иного геофизического параметра (см. рис. 1.2). Таким образом, мы имеем дело с обобщенными образами слоев горных пород, и их сравнение при корреляции разрезов скважин осуществляется по осредненным (огрубленным) параметрам слоев. Важное значение имеет четкое
32
определение границ стратиграфических подразделений, причем
детальность расчленения базируется на объединении задач,
решающих одновременно вопросы литологического состава
и стратиграфической принадлежности. Обычно для выделения
крупных стратиграфических подразделений используются диаграммы радиоактивного и акустического каротажа. После «качественной» интерпретации для слоев, предположительно представленных коллекторами нефти и газа или могущих служить
путями движения реагентов, вытесняющих нефть и газ, оцениваются значения различных геолого-физических параметров –
пористости, глинистости, нефтенасыщенности, иногда проницаемости и т.п.
Последний этап отвечает «количественной» интерпретации данных ГИС. Таким образом, в традиционных методиках
«качественная» интерпретация материалов ГИС предшествует
их «количественной» интерпретации и решает весьма широкий
круг задач, включающий не только определение литологического состава горных пород, вскрытых скважиной, и характера насыщения коллекторов, но и установление положения выделенных слоев в сводном стратиграфическом разрезе района. Иначе
говоря, «ручная» интерпретация диаграмм ГИС носит характер
литолого-стратиграфической интерпретации, частично охватывает и корреляцию разрезов скважин, что, несомненно, способствует улучшению качества как литологической, так и стратиграфической интерпретации за счет взаимного согласования их
результатов на основе учета заранее известных закономерностей
строения геологического разреза изучаемого района.
Геологическая интерпретация данных ГИС состоит в переходе от совокупности физических свойств, измеренных
в скважине, к геологическому описанию разреза этой скважины
и включает: выделение в разрезе скважины крупных стратиграфических подразделений и стратиграфических реперов; литологическую и фациальную идентификацию пород; выделение продуктивных пластов и оценку их коллекторских свойств и т.п.
33
[18, 30, 48]. Она опирается не только на фактические промыслово-геофизические данные, представленные диаграммами ГИС,
но и на некоторые априорные сведения петрофизического содержания, на информацию об особенностях геологического
строения района и участка, к которым скважина приурочена.
Так, на рис. 1.1 по кривым ГИС на глубине 1323 м четко
фиксируется граница между двумя крупными стратиграфическими подразделениями: визейским ярусом, сложенным в основном песчано-глинистыми породами, и турнейским ярусом,
представленным карбонатными отложениями. Высокие показания НГК, стандартного (зонд А2.0M0.5N) и бокового (БК) каротажа в турне изменяются на низкие в отложениях визейского яруса. И, наоборот, минимальные показания ГК против турнейских
известняков сменяются на повышенные против терригенных
пород визейского яруса. В качестве репера можно использовать
толщу аргиллитов малиновского надгоризонта (1316–1323 м),
характеризующуюся аномально высокими показаниями ПС и ГК,
низкими значениями сопротивлений и увеличенным диаметром
скважины на кавернограмме (КВ). Литологическое расчленение
разреза скважины и выделение пластов-коллекторов проведено
согласно табл. 1.1.
За последнее время многие исследователи свои работы посвятили проблеме фациально-циклического анализа осадочных
толщ горных пород, что позволяет получать более адекватные
натуре модели геологических объектов, используемых при подсчете запасов углеводородного сырья и при проектировании систем разработки месторождений нефти и газа. Выявление закономерностей по смене пород и периодической повторяемости палеографических обстановок по разрезу скважин позволяет дать
характеристику фациальной цикличности отложений (рис. 1.3).
С позиций системного подхода цикличность рассматривают на
различных структурных (иерархических) уровнях, в зависимости
от параметров природного резервуара (Л.Ф. Дементьева [27, 28],
Ю.Н. Карагодин [40, 41]).
34
35
То же,
что и у глин
Аргиллиты, То же, что и у глин или
более высокие
глинистые
сланцы
ДС
Показания не
характерны
Наиболее низкие
показания
микрозондов.
Нет приращения
между МПЗ и МГЗ
МЗ
Уд. электр.
сопротивление (КС)
Низкие показания,
близкие к показаниям
сопротивления
бурового раствора
Таблица 1.1
Более высокие, чем
у глин. У сильно
уплотненных разностей сопротивление
увеличивается согласно увеличению
плотности
Глины,
Низкие
Увеличение
Показания более
Незначительное
Наличие
Незначительное
содержащие
и средние показания диаметра скважины высокие, чем у глин
увеличение
незначительных
понижение
песчаный,
сопротивления
отрицательных
радиоактивности
алевритовый,
по сравнению
аномалий ПС по
по сравнению
карбонат.
с чистыми глинами
отношению к линии с чистыми глинами
материал
чистых глин
Песчаники
Минимальные
Низкие показания, Низкие показания
Сужение Dскв,
Невысокие покаВ основном низкие
и средние.
пористые
показания
увеличивающиеся
в случае минерали- затели с положительВ нефтеносных
с ростом содержазованных буровых ным приращением
ния глинистого
растворов – номи- между МПЗ и МГЗ пластах – высокие.
Изменения в больматериала
нальный диаметр
ших пределах
Увеличение, как
правило, Dскв.
Отдельные пласты
пластических глин
отмечаются
сужением диаметра
Низкие
Различные случаи,
(особенно в случае чаще всего – увелиувеличения Dскв)
чение диаметра
и средние показания
скважины
Наиболее низкие
показания, при
большом размыве
минимальные
Высокие
показания
Высокие показания.
Потенциал тем больше,
чем больше дисперсность глин
Глины
НГК
ГК
ПС
Порода
Характеристика литологического состава пород по данным ГИС
36
ПС
ГК
НГК
Промежуточные
показания
Обычно
пониженные
показания, как
у пористых
песчаников
Очень высокие
показания
Известняки,
Повышенные
Средние показания, Средние и низкие
глинистые показания (как у глин) обычно тем больпоказания
ше, чем больше
мергели
содержание глинистого материала
Известняки
Низкие показания
Низкие показания Низкие показания
пористые
Минимум, в ряде
Низкие и средние
случаев с меньшей
показания
амплитудой отклонения, чем против
чистых песчаников
Известняки, Низкие показания ПС
Минимальные
доломиты
показания
плотные
Алевролиты
Песчаники
глинистые
МЗ
Уд. электр.
сопротивление (КС)
Появление
глинистой корки
Положительные
приращения на
МПЗ – МГЗ
и БК – МБК
От единиц до
сотен омметров
Более высокие показания, чем у коллек–“–
торов, приращение
отсутствует
Высокие показания, Высокие показания
соотношения между
показаниями МПЗ и
МГЗ неопределенные
Невысокие, в порис- Сопротивление такое
Сужение Dскв
тых разностях
в случае пористых
же, как у пористых
наблюдаются
разностей и частое
песчаников или
приращения
изменение Dскв
несколько выше
в других случаях
Чаще всего
Высокие, сильно
Очень высокие
номинальный
изменчивые и
показания, особенно
диаметр
иззубренные
у плотных и окременелых известняков
Номинальный
От 10 Ом·м и выше,
диаметр или
но много меньше,
–“–
увеличение его
чем в плотных
разностях
ДС
Наблюдаются
Средние, реже
Повышенные покавысокие показания зания по сравнению различные случаи,
с пористыми песча- кавернограмма часто
иззубрена
никами
Песчаники Различные показания – Низкие показания
Повышенные
Номинальный
от минимальных до
плотные
показания
диаметр скважины
максимальных
(средние и высокие)
Порода
Окончание табл. 1.1
Рис. 1.3. Пример литологического расчленения, выделения фаций
и мезоциклитов по данным ГИС (Шатовская площадь, скв. 297);
разновидности горных пород: 1 – известняк плотный; 2 – известняк
глинистый; 3 – аргиллит; 4 – аргиллит алевритистый; 5 – алевролит
известковистый; 6 – алевролит глинистый; 7 – алевролит песчанистый;
8 – песчаник проницаемый; 9 – песчаник глинистый; 10 – песчаник
алевритистый. Фации: 11 – морские; 12 – лагунные; 13 – континентальные; 14 – болотные
37
В свою очередь, современные гидрогеологические задачи могут быть успешно решены аналитическими методами или с использованием гидродинамического моделирования только на основе
достоверной геофильтрационной схематизации разреза. Построение
же такой достоверной схемы представляет наибольшую проблему
при изучении динамики нефти, подземных вод и флюидов.
Пространственное распределение глубинных геофильтрационных элементов разреза, охваченных гидродинамическими
испытаниями, отбором керна и его лабораторным исследованием, весьма неравномерно. Наиболее изученными обычно оказываются площади нефтяных месторождений и локальных поднятий, в пределах которых проводились поисково-разведочные
работы, а по разрезу – продуктивные на нефть и газ горизонты.
При недостатке и невысокой достоверности единичных фильтрационных определений в глубоких элементах разреза удовлетворительная экстраинтерполяция фактических данных может
быть обеспечена только на основе выявления пространственных
закономерностей изменения свойств разреза, широкого применения методов ГИС.
Описание геологических объектов – одна из важнейших задач геологических исследований. Геологические тела любых видов, масштабов и любой сложности можно представить только
в виде модели, представляющей собой систему особого рода. Поэтому основным методом представления геологических тел в виде
системы является метод горно-геометрического моделирования.
Любые модели нефтегазовой залежи являются идеализированными, упрощенными, приближенными, т.е. не адекватными моделируемому объекту. Степень этой неадекватности установить невозможно, поскольку невозможно сравнить реальную
залежь и построенную нами модель. Всякая модель является
неполной, частной и не может выразить всех свойств и отношений моделируемого объекта. Обилие моделей для одной и той
же залежи объясняется тем, что человеческий разум в состоянии
воспринимать максимум лишь «трехмерные», т.е. объемные,
а еще лучше «двухмерные» плоские модели.
38
Высокая временная устойчивость модели залежи может
быть подтверждена «живучестью» технологических документов
(например, большой длительностью промежутка времени, отделяющего пересчет запасов от предшествующего подсчета, уточнение или дополнение технологической схемы или проекта разработки от момента составления самой схемы или проекта) [25].
В нефтяной науке проблеме моделирования залежей уделяли большое внимание такие известные ученые, как И.М. Губкин, М.А. Жданов, М.М. Чарыгин и др.
Вначале применялись модели залежей, которые можно назвать однородными, а в последующие годы получили распространение следующие материальные и мысленные методы моделирования залежей нефти [49]:
– физическое моделирование;
– математически-аналоговое моделирование;
– натурное моделирование;
– математико-аналитическое моделирование;
– статистическое моделирование;
– графическое моделирование.
В последнее время появились так называемые динамические геологические модели, которые устанавливают статистические связи между показателями разработки залежей нефти и их
физико-геологическими и технологическими характеристиками на
различных стадиях и этапах разработки. Значительный интерес
вызывает построение вероятностно-статистических геологических
моделей для прогноза нефтегазоносности локальных структур.
Поскольку любая модель является не адекватной реальному моделируемому объекту, всегда можно сказать, что модель
непригодна. Тем не менее и такие модели приносят практическую пользу, так как они отражают какие-то характеристики
залежей и происходящих в них процессов. Так, на частных моделях изучены многие особенности фильтрации пластовых жидкостей и механизма нефтеотдачи. Кроме того, анализ математических моделей процесса разработки залежей нефти показал,
что ни одна из расчетных моделей не является универсальной,
39
т.е. не обладает способностью с достаточной степенью точности
определить прогнозные показатели разработки. Лишь в некоторых конкретных условиях (свойства продуктивных пластов, физические свойства нефти на определенной стадии разработки)
такие модели, как показал опыт тюменских геологов [37], могут
дать удовлетворительную и приемлемую информацию о залежи.
На основании вышеизложенного системно-структурное
моделирование нефтяных и газовых залежей предлагается реализовать по схеме (рис. 1.4), в которой указывается последовательный и связный переход от частных (простых) моделей к целевым
(сложным) в соответствии с иерархией геолого-технического
комплекса (ГТК) [28, 49].
Математические модели, описывающие процессы на различных уровнях, отличаются масштабом осреднения. В связи
с этим, например, исследования фазовых проницаемостей на
кернах носят качественный характер, так как получены на малых объектах и применение их к блокам размером в несколько
десятков и сотен метров неправомерно. Что же касается процесса нефтеизвлечения, то он является одним из основных
процессов функционирования ГТК, который представляет собой большую систему.
Поэтому целью системно-структурного анализа процесса
нефтеизвлечения является построение структурной модели
ГТК – нефтегазовой залежи. Процесс нефтеизвлечения как
функционирование материальной системы ГТК обладает целостностью, т.е. все его элементы объединены в одно целое посредством существующих между ними связей и взаимоотношений. Связи – силы, удерживающие элемент в пределах системы
и обеспечивающие существование системы как органичной целостности; отношения – взаимное пространственное положение
и соотношение элементов, обладающих разными собственными
свойствами. Рассматриваемая модель весьма громоздка, и поэтому наиболее наглядно воспринимается в виде схемы
(табл. 1.2). С помощью такой иерархической схемы можно проследить связи между свойствами различных уровней [25, 28, 49].
40
41
Рис. 1.4. Схема иерархических уровней исследований модели нефтегазовой залежи
42
6. Макроструктура
5. Флюидоструктура
4. Интраструктура
3. Микроструктура
Методы исследований,
результаты
Микроскопические исследования
Микроскопические исследования, шлифовой анализ
Пористость Кп, проницаемость Кпр, глинис- Лабораторные работы по оценке физичетость Сгл, извилистость поровых каналов ξ, ских свойств образцов керна. Построение
петрофизических зависимостей по резульуд. поверхность Sо и т.п.
татам обработки керна и ГИС
Геологические построения по керновым
Глубина пласта H, эфф. толщина hэ, плопалеонтологическим и промысловощадь пласта F, плотность вышележащих
геофизическим данным (в том числе литопород Ýп, горное давление Ргорн, объем
лого-стратиграфическая колонка по одной
пород Vп, поровый объем V и т.п.
скважине)
Выделение пластов-коллекторов и межНефтенасыщенная толщина hэф, водонаскважинная корреляция. Построение корсыщенная толщина hв, площадь F, объем
Vп, вязкость µ, газ. фактор Г, плотность γ, реляционных схем и геологических профилей по данным ГИС
объемный коэффициент нефти b и т.п.
Балансовые запасы Vб, коэффициент неф- Геологические построения и расчетные
работы. Построение карт различного натеизвлечения η, удельный дебит q и т.п.
значения и статистической модели залежи
Иерархический
Физические свойства, параметры
уровень структуры
структуры
1. Ультрамикроструктура Радиус зерна r
2. Агрегатная структура
Упаковка зерен, окатанность
Свойства иерархических уровней модели нефтяной залежи
Таблица 1.2
43
8. Экономическая
структура
Иерархический
уровень структуры
7. Технологическая
структура
Физические свойства, параметры
Методы исследований,
структуры
результаты
Извлекаемые запасы Vизв, пластовое давле- Построение динамической модели зале
ние Рпл, дебит qн, коэффициент продуктив- залежи
ности Куд, коэффициент охвата Кохв, коэффициент вытеснения Кв и т.п.
Экономическая оценка запасов УВ: опто- Экономические расчеты
вая цена Ц, затраты З, рентабельность Р,
себестоимость С, экономическая эффективность Э, капвложения К и т.п.
Окончание табл. 1.2
Одним из важнейших принципов, следование которым
очень способствует построению моделей, обладающих высокой
«живучестью», является использование рациональных схем выделения структурных уровней процесса нефтеизвлечения. Рекомендуется различать 8 структурных уровней, каждому из которых соответствуют конкретные материальные объекты или совокупности технологических показателей разработки залежи.
Первый уровень – ультрамикроструктура – минеральное
зерно, которое, если речь идет о шарообразных зернах горной
породы (фиктивный грунт), может обладать только одним свойством – радиусом зерна r.
Второй уровень – агрегатная структура зерновых образований одного состава, которые характеризуются таким свойством, как например, упаковка и т.п.
Третий уровень – микроструктура – образец керна – природная совокупность минеральных зерен (горная порода), которая
обладает поровым пространством, удельной поверхностью, проницаемостью, глинистостью, извилистостью поровых каналов.
Четвертый уровень – интраструктура – пласт, пропласток,
слой горной породы в конкретном интервале разреза скважины,
которые обладают определенной толщиной на определенной
площади и занимают какой-то объем.
Пятый уровень – флюидоструктура – нефтеводоносный
коллектор (продуктивный пласт, представляющий собой интервал горных пород в разрезе скважины, насыщенный нефтью,
газом или водой). Такие пласты характеризуются меняющимися
по площади и объему залежи нефте-, газо- или водонасыщенными толщинами, вязкостью и плотностью нефти, газовым фактором, объемным коэффициентом нефти.
Шестой уровень – макроструктура – подсчетный объект
(совокупность пластов, составляющих продуктивную толщу) как
объект разработки (залежи или ее части), в результате изучения
которого возможно получение сведений о балансовых запасах,
удельном дебите, коэффициенте нефтеизвлечения.
44
Седьмой уровень – технологическая структура – залежь
или месторождение нефти или газа как совокупность подсчетных объектов. На этом уровне определяются промышленные
(извлекаемые) запасы углеводородного сырья и технологические параметры залежи.
Восьмой уровень – экономическая структура – представляет собой текущие и конечные результаты эксплуатации
месторождения (залежи) в денежном выражении.
Сведения о залежи, поступающие с каждого из уровней организации геологических объектов или ГТК в отдельности, будут
давать одностороннюю характеристику залежи, и только совместное их использование может привести к получению обоснованной модели залежи [25]. На схеме показаны все стадии построения модели залежи по промыслово-геофизическим данным. Как
правило, такое совместное использование обеспечивается надлежащим учетом результатов промыслово-геофизических исследований как основы для построения геологических моделей, каждая
из которых отвечает своему, все более высокому уровню (литолого-стратиграфическая колонка по отдельно взятой скважине →
корреляционная схема сопоставления разрезов скважин → геологический профиль → гидродинамический профиль → полноопределенные горно-геометрические модели залежи и так называемые дифференцированные модели). Конечной целью такого многоступенчатого моделирования является подсчет запасов УВ,
обоснование технологических схем и проектов разработки залежей, решений по регулированию разработки, включая составление программ системного воздействия на залежь с целью повышения нефтеотдачи [1, 98].
Высшим видом модели разрабатываемой конкретной
залежи является ее системно-структурная модель, в наглядной форме отражающая совокупность связей и отношений
между элементами системы таким образом, что на основе этого отображения можно принимать конкретные технологические и технические решения по определенным вопросам, на45
пример по мероприятиям, направленным на повышение нефтеизвлечения.
Залежь нефти и газа, как геолого-технический комплекс
(ГТК), является большой сложной системой, которой необходимо управлять по мере ее развития (динамика ГТК).
Рассмотренный круг задач относится к той области науки,
которая называется анализом данных. Раньше эта область называлась обработкой результатов наблюдений. Анализ данных
предполагает уяснение предпосылок, заложенных в основу рассматриваемой геологической модели. Эти данные рассматривают
как однозначно определенные числовые параметры и показатели.
Важнейшее требование к анализу – максимальное использование
внешней информации. Его главная особенность – периодический
возврат к одним и тем же данным. Отсюда – шаговый принцип
анализа данных, дающий возможность остановок и управления
дальнейшей обработкой.
46
ГЛАВА 2. РАСПОЗНАВАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО
СОСТАВА ПЛАСТОВ ГОРНЫХ ПОРОД
И МЕЖСКВАЖИННАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ
ПО ДАННЫМ ГИС
При интерпретации каротажных данных, в зависимости от
сложности геологического строения, разрешающей способности
аппаратуры и применения специальных методов, удается выделить различное число петрофизических типов пород, интерпретируемых и геологически. Выделенные по комплексу ГИС разновидности пород сопоставляются с классификацией тех же пород, которая была установлена ранее на основании изучения
физических их свойств (плотности, твердости, цвета, размеров
зерен и т.д.), а также их химического состава. Для этого производят увязку геофизических характеристик, полученных в результате интерпретации диаграмм ГИС, с петрографическими
характеристиками, выявленными путем изучения образцов пород, полученных при бурении скважин с определенных глубин в
виде керна, шлама или проб, отобранных грунтоносами. В дальнейшем, при накоплении достаточного опыта, петрографическую классификацию горных пород можно осуществлять по
данным только одних материалов ГИС [30, 48].
Классификация осадочных горных пород основывается на
различии их физических и химических свойств, таких как цвет,
твердость, плотность и т.п. Исследования разрезов скважин по
материалам ГИС также базируются на различии физических
свойств пород, которые, однако, нельзя отождествлять с физическими параметрами пород. Это своеобразные «геофизические» параметры: удельное электрическое сопротивление (КС),
естественная радиоактивность (ГК) и т.п. Необходимо подчерк47
нуть, что при геологической интерпретации основное значение
имеют не абсолютные величины тех или иных параметров, а их
соотношения.
Очевидно, наиболее надежную и достоверную информацию можно получить при анализе керна. Однако его не всегда
удается извлечь, а при отборе и выносе на поверхность свойства
породы и насыщающей ее жидкости заметно изменяются. Кроме
того, керн отбирается, как правило, лишь в единичных скважинах (поисковых, разведочных), а основная масса скважин вообще не охарактеризована им.
Основными методами ГИС для изучения разрезов скважин
являются данные электрокаротажа, радиоактивного каротажа
и кавернометрии. Эти данные являются базой, к которой привязываются результаты литологических, палеонтологических, палинологических и других исследований, получаемых в результате
изучения кернового материала и шлама бурового раствора. Сбору
этих данных следует уделять особое внимание, так как именно по
ним устанавливается возраст исследуемых отложений.
Для изучения литологического состава пород используется
большинство существующих методов ГИС в различных сочетаниях. Оптимальный комплекс ГИС выбирается в зависимости от
конкретных геологических условий разреза. Это связано с тем,
что каждый из методов ГИС обладает разной эффективностью
при «узнавании» тех или иных литологических разновидностей
пород, выделение которых основывается на различии их физических свойств, определенных по материалам ГИС (см. табл. 1.1).
Причем основное значение имеют не абсолютные величины тех
или иных параметров, а их соотношения (конфигурации каротажных диаграмм).
При изучении стратиграфии для выделения крупных стратиграфических подразделений используются диаграммы ГИС
в масштабе 1:500, а при изучении нефтегазоносных толщ – кривые ГИС в масштабе 1:200.
Для сопоставления с данными ГИС результатов литологических исследований последние используются не в виде обоб48
щенных сведений по крупным подразделениям разреза, а в первичной форме – в виде сведений по каждому отдельному интервалу отбора керна (долбления). На диаграмму ГИС наносят все
интервалы глубины скважины, по которым был произведен отбор керна с указанием его выхода в процентах и краткой литологической характеристикой. На диаграмме также помещаются
указания литологов и палеонтологов о возрасте слоев.
Следует отметить, что в процессе каротажа глубины измеряют более тщательно, чем при бурении, поэтому при их определении надо ориентироваться на диаграммы ГИС.
Наиболее часто геологу-нефтянику приходится иметь дело
с буровыми работами, поэтому важнейшим геологическим документом является литолого-стратиграфическая колонка, содержащая сведения о положении границ пластов и их толщинах, литологическом составе и стратиграфической принадлежности пород,
которыми пласты сложены, о наличии пластов-коллекторов и характере их насыщения. Построение окончательной колонки
обычно требует определенного опыта и осуществимо при совместной работе геолога и геофизика-интерпретатора.
Важное значение имеет достоверность геологических моделей, доказательством которой являются научно обоснованный
подход и знание законов седиментации, смены фациальных условий, цикличности осадконакопления, закономерностей распространения разных фаций. Литологический состав, строение
и условия образования горных пород находятся во взаимодействии и единстве и выражаются рядом качественных и количественных признаков. Физические свойства горных пород количественно выражают эти признаки и могут быть измерены непосредственно на образцах керна или дистанционно методами
ГИС. Параметры физических полей содержат в себе геологическую информацию, в том числе и по условиям осадконакопления. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов,
регулирующие процессы аккумуляции углеводородов, тесно
связаны с определенными типами фаций. Использование мето49
дов ГИС для проведения фациального анализа и определения
местоположения коллекторов тесно связано с выделением в разрезах скважин продуктивных интервалов.
Под фациальной цикличностью отложений понимается закономерная смена пород и периодическая повторяемость палеографических обстановок, отражающих тектоноседиментационный этап геологического развития территории. С позиций системного подхода цикличность рассматривают на различных
структурных иерархических уровнях в зависимости от характерных особенностей того или иного природного резервуара углеводородного сырья.
2.1. ХАРАКТЕРИСТИКА И ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДОВ ГИС
ПРИ ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ПЛАСТОВ
ГОРНЫХ ПОРОД
Литологические карбонатные породы представлены в основном известняками разной степени глинистости, которые различаются по своему происхождению. Наибольшее распространение
имеют известняки органогенного происхождения. Типичным примером известняков, образованных остатками колониальных организмов, являются рифовые известняки, которые встречаются в виде мощных карбонатных массивов разнообразной формы [5, 39].
В формировании фильтрационно-емкостных свойств
(ФЕС) карбонатных пород значительную роль играют пустоты
вторичного происхождения – трещины и каверны. В общем случае для карбонатных пород характерно многообразие типов пористости и сложное строение порового пространства. Выделяют
три основных типа пористости: поровый (пористость скелета
или блока породы), трещинный и каверновый [15, 16].
Различают межзерновую, оолитовую и окаменолостную
блоковую пористость. Межзерновая и оолитовая пористость
формируется за счет пустотного пространства между обломоч50
ными и сферическими частицами известняков. Окаменелостная
(рифовая) пористость образуется в процессе выщелачивания
карбонатных органических остатков. Таким образом, блоковая
пористость представляет собой систему сообщающихся между
собой пустот между зернами породами. Трещинная пористость
формируется за счет возникновения трещин в результате механического разрушения карбонатных пород, а каверновая – за
счет растворения карбонатов и образования каверн и пустот при
движении пластовых вод. Наличие трех типов пустот значительно усложняет изучение многокомпонентных карбонатных
отложений.
Наибольший интерес вызывает изучение ФЕС рифовых образований. Не случайно поэтому в группе трещинных карбонатных коллекторов некоторые исследователи выделяют рифовый
вид [62]. Такие коллекторы приурочены к телам погребенных
рифов и характеризуются высокими коллекторскими свойствами
при сильной их изменчивости в вертикальном и латеральном направлениях. К погребенным рифам приурочены значительные по
запасам УВ месторождения. Тип коллекторов весьма широк: от
порового и каверно-порового до трещиннового и каверно-трещинного. Так, на территории Пермского Прикамья к коллекторам
порового типа относятся крупнопористые известняки (с пористостью до 20 % и проницаемостью от 0,005 до 0,5 мкм2) и тонкозернистые (с пористостью до 17 % и проницаемостью от 0,002 до
0,17 мкм2). Каверно-поровый тип коллекторов встречается в тонко- и микрозернистых известняках с кавернами выщелачивания
диаметром до 6 мм. Он характеризуется пористостью до 19 %
и высокой проницаемостью до 1,2 мкм2. Сквозные каверны в таких коллекторах влияют на резкие изменения ФЕС. Каверны
трещинного типа приурочены к плотным известнякам с пористостью (3–5 %) и довольно хорошей проницаемостью (до 0,07 мкм2).
Распространение по трещинам каверн выщелачивания увеличивает емкость пустот до нескольких процентов, а проницаемость
до 1,5 мкм2 (каверно-трещинный тип коллекторов), причем кол51
лекторы порово-трещинного типа содержат основные запасы УВ.
Нередко наблюдаются разнообразные смешанные типы коллекторов. Следует отметить, что в формировании коллекторских
свойств рифовых карбонатных толщ большую роль играют межблоковые полости [5, 16].
Изучение ФЕС коллекторов, характеризующихся наличием каверн и трещин, по керну затруднено, так как по анализируемым образцам фиксируются лишь мелкие каверны и микротрещины. В природных условиях при изучении обнажений наблюдаются трещины длиной от нескольких сантиметров до
сотен метров, а раскрытость их – от нескольких миллиметров до
15 см [80].
Пустоты в коллекторах погребенных рифов за счет наличия каверн и трещин характеризуются большим поглощением
бурового раствора и нередко провалами бурильного инструмента в процессе проходки скважин.
Для решения задач по подсчету запасов УВ и разработке
залежей недостаточно выделять только типы и подтипы карбонатных коллекторов. Необходимо знать их характеристики не
только по емкостным, но фильтрационным свойствам, а также
иметь четкое представление о различии в строении и характере
нефтенасыщенности пустотного пространства коллекторов.
Установлено, что высокопористые породы более трещиноваты, чем низкопористые, но проявление эффекта трещиноватости сильнее в низкопористых породах, так как их фильтрационные свойства обусловлены только трещинами.
Процесс охвата всего карбонатного разреза трещиноватостью может осуществляться только при условии равномерного
роста пластового давления во всем карбонатном массиве и обеспеченности гидродинамической сообщаемости по всему разрезу,
что в естественных условиях встречается довольно редко.
Пластовые и пластово-сводовые нефтяные залежи встречаются обычно в карбонатных толщах сложного строения, где
покрышками залежей служат плотные разности карбонатных
52
пород, а нефть содержат пористые слои, обладающие поровой
или трещинной проницаемостью. Часто нефтенасыщенные карбонатные пласты перекрываются и подстилаются заглинизированными породами, как, например, в залежах башкирских, тунейских и фаменских отложениях Пермского Прикамья.
Массивные залежи нефти встречаются во всех карбонатных комплексах и особенно в рифовых образованиях и нередко
бывают приурочены, как считают некоторые исследователи
[4, 15, 57], к слоистым карбонатным толщам. Поэтому особый
интерес представляет внутреннее строение нефтяных залежей.
Опыт изучения залежей показал, что для повышения эффективности разработки необходимо состыковать условные и произвольные границы внутри залежей, например границы эксплуатационных объектов по разрезу и площади с естественными
резкостными границами, наблюдающимися при резкой смене
физических и литологических свойств и характере нефтегазонасыщенности продуктивных пород. Внутреннее строение нефтенасыщенных пластов определяется их толщиной и площадной неоднородностью. Слоистое строение продуктивных карбонатных
толщ Урала – Поволжья подтверждается промысловыми данными
[4, 16]. Слоистое строение карбонатных пластов обусловлено послойным изменением их ФЕС, и средняя пористость и проницаемость каждого отдельно взятого слоя могут существенно отличаться от средних значений для всего продуктивного разреза.
Что же касается массивного облика собственно рифов, то
некоторые исследователи приходят к выводу, что нельзя однозначно говорить о полном отсутствии слоистости в рифах. Они
отмечают так называемую рифовую слоистость, образующуюся
при смене поколений отдельных сообществ колониальных организмов, и отчетливую первичную слоистость некоторых фациальных зон рифового комплекса (лагунных фаций, тыльнорифовых и предрифовых образований). Характерная особенность
рифовых сооружений – закономерное расположение литологических типов пород в теле массива, которое сопровождается по53
добным же зональным размещением фаунистических сообществ. Причем смена пород и фауны происходит достаточно
резко на коротких расстояниях. В итоге в теле крупных рифовых массивов – природных резервуаров УВ формируется пластовое или чаще линзовидно-пластовое размещение зон с высокими коллекторскими свойствами, разделенных пачками с более
низкими значениями пористости и проницаемости или даже
с достаточно плотными породами. Такое отчетливо слоистое
размещение пористо-проницаемых прослоев установлено, например, в нижнепермских и среднекаменноугольных рифах
Приуралья [67].
Итак, на практике очень трудно проследить за распространением по площади и разрезу каждого слоя, толщина которого часто
не превышает нескольких сантиметров. В связи с этим обычно используют сводную характеристику пустотного пространства для
всего многослойного разреза, предполагая, что вся продуктивная
толща внешне выглядит единой массивной залежью с общим ВНК
для всех слоев. В реальных же условиях карбонатные толщи являются сложными многопластовыми объектами разработки,
не имеющими гидродинамической связи пластов по разрезу [16],
т.е. слоистое строение карбонатных толщ нарушает гидродинамическую связь слоев по разрезу. Поэтому при построении геологических разрезов (корреляционных схем) скважины, участвующие
в корреляции, часто не сопоставляются друг с другом по данным
ГИС. Для устранения этой проблемы необходимо использовать
сведения о глубинных профилях притока и поглощения и другую
промысловую информацию.
Выделение коллекторов трещинного типа по данным ГИС
затруднено из-за малой пористости в массиве рифа. Для выделения коллекторов смешанного типа по материалам скважинных
исследований в настоящее время также не разработана достаточно приемлемая методика интерпретации.
54
2.2. РАСПОЗНАВАНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА
ПЛАСТОВ ГОРНЫХ ПОРОД И МЕЖСКВАЖИННАЯ
КОРРЕЛЯЦИЯ ПО ДАННЫМ ГИС
Для изучения карбонатных коллекторов привлекается комплекс ГИС, который включает в себя различные модификации
электрического каротажа (БКЗ, БК, МБК, микрозонды, ИК, ПС)
и радиокаротажа (ГК, НГК, ННК-Т, ГГК), акустический каротаж
АК, измерение диаметра скважины каверномером (ДС), а также
промысловых методов, дающих непосредственную информацию
о коллекторах УВ: механического и газового каротажа, метода
двух растворов, результатов исследований кернового материала,
опробования скважин пластоиспытателями в открытом стволе.
Большое внимание уделяют исследованиям карбонатных
толщ электрометодами ГИС, в частности, для определения типа
коллекторов с последующим определением пористости продуктивных слоев и характера их насыщения.
Блоковая пористость нетрещинных карбонатных пород
определяется по относительному сопротивлению с использованием уравнения Рп = f (Kп). Для количественной оценки трещинной пористости используются диаграммы БКЗ, БК, БК и МБК,
БК и НГК, БКЗ и НГК, метод двух растворов, метод временных
измерений удельных сопротивлений и т.п.
Определение типов коллекторов также возможно при использовании методики нормализации кривых АК (lg∆t) и совмещении кривых lg∆t с кривыми НГК. Для определения характера
насыщения карбонатных коллекторов и определения положения
водонефтяного контакта (ВНК) используется методика отношений ρкМБК / ρэБК и методика нормализации диаграмм БК и НГК.
При расчленении карбонатного разреза по данным ГИС
сначала выделяют межзерновые коллекторы, а в остальной части разреза проводят литологическое расчленение с выделением
сложных коллекторов.
55
В зависимости от структуры порового пространства и условий фильтрации карбонатные коллекторы можно условно разделить на два типа: гранулярные (с межзерновой пористостью) коллекторы и трещинные (трещинные, кавернозные и смешанного
типа) коллекторы.
Гранулярные карбонатные коллекторы имеют такую же
геофизическую характеристику, как и песчаные коллекторы.
Выделение коллекторов в этом случае заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении
среди последних высокопористых разностей (рис. 2.1).
Расчленение карбонатного разреза, представленного тонким переслаиванием плотных и пористых разностей, по данным
Рис. 2.1. Схематическое изображение кривых ГИС
против разновидностей карбонатных пород
56
ГИС в общем случае затруднительно. Наиболее надежные результаты, как и в случае терригенного разреза, могут быть получены по данным микрокаротажа.
Трещинные и кавернозно-трещинные коллекторы имеют
весьма широкое распространение среди карбонатных пород. На
каротажных кривых они не имеют четко выраженных характеристик, и распознавание их в разрезе скважины по обычному комплексу ГИС связано с большими трудностями.
Лишь в отдельных районах трещинные породы имеют частные отличительные признаки на кривых ГИС. Так, они могут
отметиться по показаниям микрокаротажа, отбивающего отдельные трещины, и изрезанности кавернограммы. В благоприятных случаях (неглинистые и негазоносные породы) наличие
трещинных коллекторов может быть установлено путем сопоставления и количественного анализа данных электрокаротажа,
нейтронного каротажа и результатов анализа керна. Перспективным по обнаружению трещинных коллекторов являются
данные акустического каротажа по затуханию.
Глины (аргиллиты) хорошо выделяются по диаграммам
ГИС, так же как и в терригенном разрезе.
Мергели отмечаются повышенными значениями КС, более
высокими, чем глины, но меньшими, чем известняки и доломиты
(рис. 2.2 и табл. 1.1). На диаграммах НГК мергелям отвечают
промежуточные показания, а на кавернограмме – обычно показания номинального диаметра скважины.
Низкопористые известняки и доломиты делятся на классы неколлекторов и кавернозно-трещинных коллекторов по
фильтрационным свойствам и на классы известняков, доломитов и промежуточных литологических разностей по минеральному составу скелета. Первая задача может быть решена по
диаграммам стандартного комплекса и специальных исследований ГИС, вторая – по данным комплексной интерпретации диаграмм ННК-Т, ГГК и АК. Максимальные значения сопротивления
57
Рис. 2.2. Характеристика различных горных пород по конфигурации
кривых ГИС: 1 – соль; 2 – ангидрит; 3 – известняк или доломит
плотный; 4 – известняк или доломит глинистые; 5 – глинистая
порода; 6 – песчаник; 7 – нефтенасыщенный коллектор
свойственны плотным карбонатным породам; пористым и проницаемым разностям – более низкие значения сопротивления.
Естественная радиоактивность в чистых известняках и доломитах минимальна и возрастает с повышением глинистости этих
пород. Эта зависимость настолько очевидна, что по данным ГК
можно оценивать степень глинистости карбонатных пород.
Показания НГК против плотных пород максимальные,
в высокопористых и кавернозных породах существенно понижены. Глинистые карбонатные породы также отмечаются низкими значениями НГК. Отличить их от пористых пород удается
58
путем сопоставления диаграмм НГК с диаграммами ГК и ПС, на
которых глинистые породы четко отображаются. В плотных
карбонатах диаметр скважины соответствует номинальному,
в глинистых разностях и (очень редко) в кавернозных породах
отмечается увеличение dскв, против пористых пород наблюдается образование глинистой корки. Следует отметить, что проследить те небольшие изменения диаметра скважины удается только по кавернограмме повышенной точности. Известняки и доломиты по данным ГИС часто нельзя отличить от песчаников
(см. рис. 2.2).
Известковистые песчаники, аргиллиты и алевролиты в отличие от неизвестковистых фиксируются повышенными показаниями на кривых КС.
Известняки на диаграммах ГИС характеризуются номинальным диаметром скважины на кавернограмме аномально повышенными показаниями на кривой НГК (ННК-Т) и высокими
значениями сопротивления на кривой КС. Для глинистых известняков характерно увеличение естественной радиоактивности на кривой ГК.
Проведенный анализ конфигураций диаграмм ГИС позволил выделить в карбонатном разрезе следующие литологические
разности пород:
1. Доломит.
2. Известняк доломитизированный.
3. Известняк плотный.
4. Известняк проницаемый (коллектор).
5. Известняк глинистый.
6. Мергель.
7. Алевролит известковистый.
8. Аргиллит известковистый.
9. Песчаник известковистый.
При вскрытии на соленой воде коллекторы смешанного
типа, содержащие трещины, часть которых сечет ствол скважины, отмечаются участками резкого снижения показаний ρэф нормализованной диаграммы БК при совмещении ее с кривой НГК
59
(рис. 2.3). Наличие повышенного затухания на кривой АК – характерный признак трещинно-кавернозного коллектора.
Для выделения таких коллекторов используют способ активированного раствора в варианте осолонения бурового раствора с повторной регистрацией диаграммы ρэф (ρк) БК (метод
двух растворов). В этом случае совмещение двух диаграмм ρэф,
зарегистрированных в одинаковом масштабе, позволяет выделить трещиноватые участки разреза по четкому снижению ρэф на
диаграмме, полученной с минерализованным раствором при
совпадении показаний ρэф в плотных породах.
Рис. 2.3. Выделение коллекторов (штриховка)
в карбонатном разрезе способом нормализованных
диаграмм БК и НГК
60
Характерные признаки трещинно-кавернозного коллектора – интенсивное поглощение бурового раствора и резкое увеличение скорости проходки при бурении.
Стратиграфическое расчленение основывается на палеонтологических данных. Границы стратиграфических подразделений следует увязывать с местами наиболее резкого изменения
литологического состава, так как фактически в основе стратиграфического расчленения лежит литологический признак.
При межскважинной корреляции разрезов скважин по
данным ГИС предполагается, что один и тот же пласт в разрезах
разных скважин одинаково отражается на диаграммах ГИС
и характеризуется очень похожими по конфигурации каротажных кривых участками разреза. Сходство конфигурации сопоставляемых участков диаграмм ГИС является наиболее важным
и убедительным признаком тождества пласта, прослеживаемого
в разрезах ряда скважин. Особенно сильное сходство наблюдается в мощных опорных пластах, резко отличающихся от соседних пород по физическим параметрам и распространенных по
всей изучаемой площади [30, 48].
Такими реперами могут быть, например, карбонатная толща плотных доломитов и доломитизированных известняков сакмарского яруса, глинистые пачки верея, непроницаемые известняки саргаевского и кыновского горизонтов.
Корреляцию разрезов соседних скважин лучше всего начинать с отождествления во всех обследуемых разрезах одного
или нескольких опорных горизонтов, отчетливо прослеживающихся по диаграммам ГИС.
После того как разрезы скважин в первом приближении
сопоставлены, приступают к детальной их корреляции. Задачей
сравнения является выделение тех же слоев, пачек и горизонтов,
которые были установлены ранее в первой скважине. Пласты,
слои и пачки прослеживаются по сходству конфигураций диаграмм ГИС. Для выявления основных закономерностей разреза
и ликвидации локальных неоднородностей, зафиксированных на
61
каротажных кривых, целесообразно составлять интегральные
диаграммы ГИС. Для этого разрез исследуемой скважины разбивают на неравные интервалы, каждый из которых представляет участок кривой ГИС, с близкими друг к другу показаниями
того или иного геофизического параметра. Такой подход позволяет решить задачу стратификации разрезов скважин с помощью выделенных на интегральных диаграммах маркирующих
(реперных) пластов различного класса, по которым также можно
определить глубины сейсмических отражающих горизонтов,
интервалы водоносных и водоупорных толщ и т.д. Детальное
расчленение разрезов скважин дает возможность единообразно
стратифицировать вскрытые отложения, проследить выделенные подразделения разреза во всех скважинах, наблюдая при
этом за изменениями их мощности и литофациальной изменчивостью. Следует отметить, что иногда корреляцию некоторых
частей скважин удается осуществить даже по диаграммам одного геофизического параметра.
Сведения о корреляции можно представить на чертеже,
который называют корреляционной схемой (рис. 2.4). Для более
удобного сопоставления разрезов один из пластов в верхней
части сравниваемого комплекса отложений принимается за горизонтальную плоскость, которая на чертеже изображается горизонтальной линией (линией сопоставления).
Разрезы всех скважин выравниваются по этому пласту,
и все изменения мощности нижележащей толщи пород становятся легко заметными. Границы одновозрастных слоев, прослеженные в разных скважинах, соединяются прямыми линиями. Для более удобного чтения корреляционной схемы на одной
из колонок какой-либо скважины обычно изображают литологический состав разреза. Весьма важным моментом при составлении корреляционной схемы является выбор опорного пласта
(горизонта), по которому проводится сопоставление всех разрезов скважин, участвующих в корреляции.
62
Рис. 2.4. Корреляционная схема разрезов терригенной толщи девона:
1 – песчаники; 2 – глинистые песчаники; 3 – глины; 4 – мергели;
5 – глины с линзами известняков; 6 – известняки; 7 – известняки
битуминозные; 8 – кора выветривания; 9 – кристаллические
породы фундамента платформы (штриховкой отмечены
опорные электрические горизонты)
63
Если в корреляционной схеме отражены данные не только
о литологическом составе пород и их возрасте, но и приведены
диаграммы ГИС, то такой чертеж называется нормальным геолого-геофизическим разрезом (рис. 2.5).
Рис. 2.5. Сопоставление геолого-геофизических разрезов
терригенной толщи: 1 – песчаники; 2 – песчаники глинистые;
3 – алевролиты; 4 – аргиллиты; 5 – аргиллиты с прослоями угля;
6 – известняки глинистые; 7 – известняки; 8 – нефтеносность
Сопоставление между собой разрезов одновозрастных отложений по материалам ГИС нескольких разведочных площадей называется межрайонной корреляцией и позволяет оценить
их перспективы по содержанию и объему углеводородного сырья и другие параметры.
64
ГЛАВА 3. ФАЦИЯ И ЦИКЛИЧНОСТЬ:
ИСТОРИЯ ИЗУЧЕНИЯ И МЕТОДИКА
ИССЛЕДОВАНИЯ
В настоящее время геологические модели являются не только основой для разработки месторождений, но и приобретают
самостоятельное значение. На их основе подсчитываются геологические запасы. Поэтому очень важное значение имеет достоверность создаваемых моделей, доказательством которой являются
научно-обоснованный подход и знание законов палеоседиментации, смены фациальных условий, цикличности осадконакопления, закономерностей распространения разных фаций. Состав,
строение и условия образования горных пород находятся во
взаимодействии и единстве и выражаются рядом качественных
и количественных признаков. Физические свойства горных пород количественно выражают эти признаки и могут быть измерены дистанционно при проведении геофизических исследований
скважин (ГИС). Следовательно, параметры физических полей
содержат в себе большой объем геологической информации,
в том числе по условиям осадконакопления горных пород. Соответствующие пористость и проницаемость пород-коллекторов,
требуемые для аккумуляции рентабельности извлекаемых углеводородов в песчаных телах, рифовых постройках и других, тесно
связаны с определенными генетическими типами фаций и историей развития эпигенетических процессов. Очевидно, что комплексное изучение взаимосвязей между генетическими типами
фаций, развития постседиментационных процессов, распространения коллекторов методами ГИС тесно связано с выделением
в разрезе продуктивных пластов. В связи с этим разработка научно-методических основ фациальной и циклической интерпрета65
ции данных ГИС является актуальной в связи с необходимостью
повышения качественного уровня геологических моделей месторождения, что важно и для геологической науки в целом. Речь
идет о разработке методов изучения фациальной цикличности
осадочных толщ по результатам геолого-геофизических исследований скважин. Совокупность их позволит решить важную научно-техническую проблему – создание геологических моделей залежей и прогноз развития коллекторов. К основным задачам исследований относятся: анализ существующих моделей
каротажных фаций и их использование при моделировании залежей углеводородов; анализ результатов внедрения новых методов
ГИС для оценки литологического состава, коллекторских свойств
отложений как одной из основных частей фациально-циклического анализа; выявление закономерностей строения осадочного
палеозойского комплекса на территории Пермского края по геолого-геофизическим данным на основе фациально-циклического
анализа; изучение цикличности карбонатных фаций башкирского
возраста для выделения проницаемых зон и анализа закономерностей их развития. Для решения этих задач необходимы знания
в области геологии и геофизики, аппаратурные и методикопрограммные средства, опытно-методические работы и экспериментальные исследования как на моделях, так и в скважинах,
обобщение и анализ полученных результатов.
3.1. ИСТОРИЯ ТЕРМИНА «ФАЦИЯ»
И СИСТЕМА ТЕРМИНОВ, СВЯЗАННЫХ С НИМ
Слово «фация» в переводе с латинского означает – лицо,
облик. В геологии этот термин впервые (около 300 лет назад)
употребил датский ученый Н. Стено [6]. Он называл так пачки
слоёв, т.е. фацию он фактически отождествлял со стратиграфическим горизонтом.
66
Основоположником современного понимания термина
справедливо считают швейцарского геолога А. Грессли. В первой
половине XIX в. он занимался изучением юрских гор в Швейцарии и заметил, что в отложениях каждого стратиграфического
горизонта, если его прослеживать по латерали, можно увидеть
изменения литологического состава пород и находящихся в них
органических остатков. Такие наблюдения шли вразрез с господствующими в то время представлениями о том, что одновозрастные отложения везде должны иметь одинаковый литологический
состав и содержать одинаковые органические остатки.
Однако для юрских гор подмеченные изменения становились настолько обычными, что А. Грессли применил новый для
того времени метод полевых исследований: кроме изучения
и описания вертикальных разрезов, он прослеживал каждый
стратиграфический горизонт как можно дальше в горизонтальном направлении. Это позволило ему выделить на площади распространения каждого стратиграфического горизонта участки,
отличающиеся друг от друга составом горных пород и заключенными в них органическими остатками. Такие участки он назвал фацией или обликом отложений.
А. Грессли удалось подметить несколько характерных особенностей выделенных им фаций.
1. Определённой фации соответствует специфический комплекс органических остатков.
2. В комплексе окаменелостей одной фации обычно не
встречается роды и виды, характерные для других фаций.
3. Горная порода одинакового литологического состава
даже на разных уровнях содержит весьма сходные органические
остатки.
Таким образом, А. Грессли не только ввел в науку понятие о фации, установил ряд их важнейших особенностей,
но и впервые применил сравнительный метод полевых геологических исследований. Он является основоположником
палеогеографии.
67
Если вникнуть в смысл термина в понимании А. Грессли,
то можно четко проследить три основных признака фаций.
1. Вещественный. Он отражает литологический состав горных пород с характерным комплексом органических остатков.
2. Стратиграфический. Фации всегда связаны с определённым стратиграфическим горизонтом.
3. Генетический. Фации отражают определённую физикогеографическую обстановку прошлого, в которой формировались горные породы, а их совокупность – изменение площади
развития того или иного стратиграфического горизонта.
В русскую науку понятие «фация» проникло во второй половине XIX в. Так, Н.А. Головкинский впервые в русской геологии использовал понятие фации при изучении отложений пермской системы в бассейне р. Камы [22].
В определении понятия «фация» нет единства мнений. Выделяется три основных направления:
1. Представители первого направления И. Вальтер, Д.В. Наливкин и др. [53, 61] под фацией понимали горную породу, обладающую определёнными особенностями, указывающими на условия их образования, но учитывали принадлежность фаций
к определённым стратиграфическим горизонтам.
2. Представители второго направления И. Дотт, Д. Мур и др.
[101, 104] наибольшее внимание уделяли физико-географической
обстановке образования горных пород. Ими выделяются, например, фации угленосных отложений, дельтовые фации и др. При
выделении таких фаций ими не учитывалась принадлежность
горной породы к определённым стратиграфическим горизонтам
и игнорировалось основное свойство фации – её однородность.
Основным же свойством угленосных и дельтовых отложений как
раз служит их неоднородность. Для отложений такого сложного
и неоднородного состава целесообразней применять термины
«дельтовые фации такого-то возраста».
3. Представители третьего направления Ю.А. Жемчужников,
Н.М. Страхов, В.Е. Хаин, Н.В. Логвиненко и др. [34, 56, 64, 87]
68
также отдают предпочтение физико-географической обстановке
формирования фации и тесно связывают её с литологическим составом горных пород. Так, по Н.В. Лонгвиненко, фация – это обстановка осадконакопления, овеществленная в осадке или породе.
У Н.М. Страхова фация – это среда отложения пород со всеми её
особенностями (рельефом, химическим режимом, органическим
миром). Представители этого направления также считают необязательным отнесение фаций к определённому стратиграфическому
горизонту.
Ренэ Декарт говорил: «Определяйте значения слов и вы
избавите свет от половины его заблуждений». Это высказывание
не утратило своего значения, так как уровень разработанности
терминологии и сейчас во многом определяет уровень развития
любой научной отрасли или какой-то ее части.
Для обеспечения однозначности используемых понятий,
терминов, обобщений и выводов, связанных с описываемым
геологическим объектом и его части в конкретном стратифицированном геологическом разрезе, предложена система терминов,
которые могут быть использованы для целей фациального описания, фациального анализа, построения фациальных и палеогеографических карт, которые находят широкое применение
в геологии: фация, фациальный состав, фациальный анализ, палеогеографическая обстановка и др.
Фация – это одновозрастный слой, слоистая толща или
массив осадочных горных пород, отличающиеся составом и (или)
строением от соседних одновозрастных латерально-изохронных
отложений из-за различия в условиях образования осадков в момент их накопления
Фациальный анализ – восстановление фациальных обстановок образования первичного осадка по фациальному составу. В зависимости от условий формирования различают
осадки первичные и вторичные. К первичным осадкам относятся грубодисперсные примеси, которые находятся в твердой фазе
и выделены из воды такими методами механической очистки,
как процеживание, седиментация, фильтрация, флотация, осаж69
дение в центробежном поле. К вторичным осадкам относятся
примеси, первоначально находящиеся в воде в виде коллоидов,
молекул и ионов, но в процессах биологической или физикохимической очистки воды или обработки первичных осадков
образуют твердую фазу.
Фациальный состав – совокупность вещественных компонентов биогенной (фосфаты, нитраты, нитриты, азот, кремний
и др.) и абиогенной природы (продукты тектонической деятельности, метеориты и др.), которые используются в качестве признаков для отграничения фаций в их горизонтальных и вертикальных рядах, а также для их классификации по геологическому возрасту и фациальным обстановкам осадконакопления.
Фациальные признаки – любые фиксированные свойства
фаций, которые позволяют различить одновозрастные фации
или сравнить фациальные обстановки разного геологического
возраста и местоположения.
Фациальные изменения – появление новых признаков
фаций при реконструкции фациальных обстановок.
Палеогеографическая обстановка – это система физикогеографических условий, при которых происходит аккумуляция
вновь образующегося осадка или денудация ранее накопившихся отложений.
Фациальная обстановка – это совокупность физико-географических, абиотических (основные органические и неорганические соединения – кислород, кальций, вода, углекислота
и др.) и биотических условий (живая природа, представленная
сообществами растительных и животных организмов) образования первичного осадка, которые соответствуют в геологическом
разрезе геологическому телу, отграниченным от других фациальных единиц по существенным признакам.
Отсюда следует, что объем понятия палеогеографическая
обстановка больше объема понятия фациальная обстановка.
Фациальные ряды могут быть изучены по латерали одновозрастных отложений и в вертикальном геологическом разрезе
разновозрастных фациальных разностей.
70
Фациальный переход – часть геологического разреза, в котором наблюдается относительно быстрое изменение свойств от
характерных фациальных признаков одного геологического тела
к другому.
Биофация – это совокупность органических остатков, продуктов и следов жизнедеятельности организмов, которые являются признаками соответствующих им фаций.
Литофация – это геологическое тело осадочных горных
пород, отличающееся составом по литологическому составу
и строению от соседних одновозрастных латерально-изохронных отложений.
Генетический тип – это комплекс отложений, образовавшихся в определённой физико-географической обстановке и преимущественно под действием одного ведущего агента. Например,
в процессе выветривания формируется элювиальный генетический тип, деятельность речных вод приводит к образованию аллювиального генетического типа и т. д.
Многие исследователи понимают фацию как комплекс отложений, образовавшихся в определённой физико-географической
обстановке (реки, озера и т.п.) вне связи с конкретными стратиграфическими горизонтами. При таком подходе разница между терминами фация и генетический тип исчезает.
3.2. ПОНЯТИЕ ЦИКЛИЧНОСТИ И МЕТОДИКА
ЕЕ ИЗУЧЕНИЯ
Цикличность осадконакопления – явление сложное, и содержание его двойственно: с одной стороны, это направленность развития процесса седиментации, с другой – его повторяемость. Вопрос о причинах циклической седиментации, пожалуй, один из наиболее сложных, в ряде случаев – спорный и на
данном этапе ещё не решённый.
71
3.2.1. Причины возникновения цикличности
В ходе исследований выявляется наличие ряда причин,
из которых какая-то является ведущей, основной, а другие имеют второстепенное значение. Процессы, в результате которых
образуются периодически повторяющиеся элементы разреза,
можно разделить на три группы.
1. Смена осадочного материала, происходящая только за
счёт процессов, свойственных отложениям данной фации при
неизменности общей фациальной обстановки.
2. Изменение осадконакопления в результате смены фаций
то в одном, то в другом направлении, что вызывает появление
литоциклов. (Литоцикл – это комплекс различных отложений,
генетически связанных направленностью изменения их признаков сначала в одном, а затем в противоположном направлении).
Это происходит под влиянием процессов, не зависящих от фациальных условий, но синхронных осадконакоплению и действующих в данной области седиментации: тектонические движения разного рода и ранга, реже – климатические изменения.
3. Циклическая смена отложений, происходящая в результате процессов, действующих вне области седиментации.
Рассмотрим эти причины более детально. Первая категория причин формирования повторяющихся единиц разреза за
счёт изменения продуктов седиментации внутри одной и той же
общей фациальной обстановки и обусловленного особенностями
последней характеризуется тем, что причины эти многообразны,
имеют разный масштаб действия.
В континентальных условиях это характерно для озёрных
отложений, к которым относятся и известные ленточные глины,
в которых литоциклы возникают в результате сезонных осадконакоплений. В озёрных же условиях могут появляться отложения, состав которых периодически изменяется также в результате сезонной смены (расцвета или гибели) живых организмов,
в частности летнего расцвета водорослей.
72
Для соленосных отложений – это регулярная смена солей разной концентрации или состава, что часто подчинено сезонным изменениям внутри самого водоёма. Перечисленные процессы формируют мелкие литоциклы разных порядков, в составе которых отмечается смена небольшого набора разных по составу отложений,
сформированных в пределах одной фациальной обстановки.
Вторая категория причин, вызывающих сходную повторяемость единиц разреза, – влияние на процесс седиментации
тектонических движений и климата.
Характер тектонических движений бывает различным.
В одних случаях – это колебательные движения переменного
знака, вызывающие миграцию фаций, особенно заметную при
осадконакоплении в прибрежно-морской обстановке, в эпиконтинентальных морях. В других случаях, это может быть неравномерное погружение дна водоёма, в той или иной степени компенсируемое накоплением осадков.
Наиболее типичны случаи, когда движения положительного знака (поднятие) вызывают формирование регрессивного
ряда осадков, а погружение той территории, на которой происходит седиментация, влечёт за собой формирование трансгрессивного ряда отложений от менее до более глубоководных.
Перемене знака движения отвечает граница между отложениями регрессивного и трансгрессивного ряда. При этом нередко
сказывается влияние ещё одного фактора – изменения глубин
за счёт накопления на дне осадочного материала, что может
несколько усложнить образующуюся последовательность отложений [11].
В пределах водного бассейна, в котором происходит седиментация, характер осадков может периодически изменяться
в результате колебания глубин бассейна, при относительно стабильной береговой линии, т.е. без миграции фаций в пространстве, а только за счёт их смены во времени на достаточно большой площади. Такое попеременное изменение глубин возможно
не только в результате перемены знака движения того субстрата,
73
на котором отлагаются осадки, но и на фоне его прогибания
благодаря разнице в соотношениях скоростей тектонического
движения и осадконакопления.
Кроме тектонических движений, попеременную миграцию
фаций могут вызвать достаточно резкие и длительные периодические изменения климата, хотя последние чаще влияют на смену отложений генетически разных, но формирующихся в пределах одной и той же фациальной обстановки. Изменения климата, крупные как по захватываемой ими территории, так и по
времени (например, чередование периодов холодных и тёплых),
могут формировать особые самостоятельные крупные климатические циклы.
Соотношение влияния на циклическую седиментацию
климата и тектонических движений может быть различным.
Иногда оба эти фактора действуют совместно, но чаще сказывается влияние одного из них.
Третий тип процессов, формирующих циклическую седиментацию в водных бассейнах, определяется тем, что фациальные условия остаются неименными, идёт непрерывное осадконакопление, свойственное данной фациальной обстановке.
Но при неизменности последней в бассейн периодически поступают порции материала, приносимого извне в результате периодических процессов, проходящих в области сноса. Например,
в морской бассейн, где происходит непрерывное карбонатонакопление, через определённые интервалы поступает терригенный материал. Это происходит при периодическом усилении
разрушения окружающей суши (в результате вертикальных
движений положительного знака), в связи с изменением климата
в области сноса или другими причинами – наводнениями,
штормами, сейсмическими колебаниями.
Довольно распространённым является такое расположение, когда в глубоководный бассейн со свойственной ему непрерывной седиментацией периодически врываются мутевые
или иные потоки. Их отложения, чуждые данной обстановке,
74
образуют своеобразную цикличность, со сложным строением
литоциклов.
Даже такое краткое рассмотрение причин цикличности
позволяет делать вывод, что последние многообразны. Обычно
литоциклы формируются под воздействием нескольких факторов: тектонических, климатических, палеогеографических, которые теснейшим образом взаимосвязаны.
Главной причиной, вызывающей циклическую седиментацию и образование литоциклов разных порядков, следует считать тектонические процессы разного рода и ранга. Они определяют особенности строения литоциклов, последовательность
отложений внутри них и взаимоотношение литоциклов в пространстве и во времени. Характер тектонических движений,
в свою очередь, зависит от принадлежности данной области
к той или иной тектонической структуре.
Состав литоциклов, их характер и даже масштаб различны
в зависимости от фациальной обстановки, от того ландшафта, в
котором происходит осадконакопление – на суше, в прибрежноморской обстановке или же внутри водных бассейнов. Однако
палеогеографическая обстановка сама по себе не является причиной формирования циклически построенных отложений.
Таким образом, фациальная обстановка определяет состав
литоциклов, а тектонические движения – их строение и границы. Климат влияет на особенности фациального состава отложений и на строение литоциклов. Однако и тектонические движения, и климатические изменения разного масштаба возникают не сами по себе – на них влияют космические явления.
3.2.2. История изучения цикличности
Изучение цикличности в осадочных породах во временном отношении можно разделить на три этапа.
Первый этап – XIX в. и первая треть XX столетия. Уже
в начале XIX в. некоторыми геологами отмечались закономер75
ности в чередовании пород, что связывалось главным образом
с тектоническими движениями. Начало выделению циклов как
таковых было положено Дж. Ньюберри [105], который отметил
существование циклов в одной из угленосных толщ горных пород. В дальнейшем в ряде работ, преимущественно зарубежных
геологов, были описаны конкретные циклы в основном в угленосных отложениях. В нашей стране повторяемость пород в угленосных толщах отмечали в конце прошлого и начале нынешнего столетия Л.И. Лутугин и П.И. Степанов при картировании
отложений Донецкого бассейна.
Таким образом, один из элементов, определяющих циклическое строение – повторяемость, очевидность которой подчеркивается наличием в угленосной толще таких реперов, как
угольные пласты. Другое качество, определяющее цикл седиментации – направленность ее изменения и возможность возвращения к исходному положению, было подмечено Н.А. Головкинским [21]. Однако все указанные авторы не сформулировали понятие цикличности, хотя и показали ее основную черту –
чередование трансгрессивного и регрессивного осадконакопления. Все работы этого этапа были единичны и как бы «нащупывали» подход к данной проблеме.
Второй этап в изучении цикличности начинается примерно с 30-х гг. XX в., когда многие геологи и у нас, и за рубежом
приступили к систематическому изучению цикличности, в первую очередь – в угленосных толщах. В 1930 г. Дж. Уэллер [107]
выделил и детально описал циклы в угленосной толще карбона
в США. Он считал, что возникновение цикличности вызывается
колебательными движениями – поднятиями и опусканиями.
Почти в то же время Р. Прюво [106] также выделил циклы в угленосной толще карбона Франции, но считал, что их возникновение обусловлено непрерывным и в то же время неравномерным опусканием области седиментации.
В нашей стране цикличность начала изучаться в первую
очередь также в угленосных отложениях, где она была видна
76
наиболее отчетливо. Здесь следует назвать работы Ю.А. Жемчужникова [33, 34], который уже в 1935 г. определил изучение
цикличности как метод исследования осадочных пород. В конце
30-х гг. большое внимание данному вопросу уделяют Г.А. Иванов и др. [36].
В конце 40-х гг. прошлого столетия цикличность изучается многочисленными исследователями практически почти
во всех угольных бассейнах и месторождениях СССР. Она описывается во многих работах не только указанных ученых, но
и их последователей и учеников. Помимо отдельных публикаций специальное внимание вопросу изучения цикличности
уделялось на Всесоюзных совещаниях, начиная с 1944 г. [88].
В дальнейшем ведущие ученые нашей страны подходят
к выявлению глобального периодического повторения крупных геологических явлений. Так, Л.В. Пустовалов [70] обратил
внимание на периодичность седиментационного процесса, которую oн связывал с осадочной дифференциацией вещества,
а Н.М. Страхов [86] выявил крупные циклы в развитии осадконакопления, обусловленные чередованием трансгрессий и регрессий. В.И. Попов [68] изучает цикличность кайнозойских
моласс в Средней Азии, и на этой основе разрабатываются новые принципы «ритмостратиграфии». Далее цикличностью начинают заниматься при изучении отложений карбонатных, соленосных, кремнистых, фосфоритоносных толщ горючих сланцев и нефтеносных толщ. На примере флишевых толщ
детально разбирается частая повторяемость мелких элементов
разреза (ритмов), разрабатывается методика их изучения.
За рубежом публикуются работы, в которых цикличность
отмечается попутно, а также работы, специально посвященные
изучению этого явления. Например, выделяются ритмы в отложениях мутевых потоков [103], продолжаются исследования
терригенных, карбонатных и других пород.
Началом последующего, третьего, этапа в изучении цикличности можно считать 60-е гг. XX века, когда кроме много77
численных отдельных публикаций появляются крупные монографии, в которых излагается теория циклической седиментации. Специальные методики для изучения цикличности применялись в ходе исследований по крупным угольным бассейнам
СССР: Донецкому [34], Печорскому [58], Карагандинскому [78]
и ряду других.
Одновременно с этим изучается цикличность не только
угленосных толщ. Этот метод исследований применяется на
других объектах: красноцветных, меденосных (Л.Н. Ботвинкина
[10], И.П. Дружинин [31]), фосфоритоносных (Э.А. Еганов [32]),
соленосных (С.М. Кореневский [44]), вулканогенно-осадочных
(Г.М. Власов [17]), карбонатных (В.С. Сорокин [84]) пород. Выявляется цикличность в геосинклинальных отложениях (Н.А. Азербаев [2]), в океанических осадках (А.П. Лисицын [55]).
Рядом исследователей изучается цикличность в нефтеносных толщах (Т.А. Ботнева [10], Ю.Н. Карогодин [40]). Ритмичность флиша изучается в несколько ином аспекте – с точки
зрения определения времени формирования элементов разреза
(С.Л. Афанасьев [42]). Кроме литологов уделяют внимание
цикличности также тектонисты (В.Е. Хаин [89]) и стратиграфы
(В.В. Меннер [59]).
Таким образом, накапливается огромный материал фактических наблюдений на разнообразных конкретных геологических объектах. Но единства действий среди геологов нет,
как нет и обобщающих работ по этой проблеме в целом.
Сдвиг в ее изучении происходит начиная с 1975 г., когда
в Новосибирске Ю.Н. Карогодиным [40] была организована
комиссия по изучению этой тематики, а также проведено Всесоюзное совещание, труды которого пользуются широкой известностью. В последующем Ю.Н. Карогодиным совместно
с другими геологами ежегодно в разных городах проводились
школы и семинары, по изучению цикличности. Результаты
этой работы отражены в ряде постановлений и опубликованных сборниках статей, посвященных цикличности разных
78
объектов, а также теоретическими вопросами, связанным
с седиментационной цикличностью.
Огромный материал накоплен по вопросу взаимной связи
фациального и циклического анализов. Выделены циклы разных
порядков, масштабов и типов, предложены различные типизации и классификации циклов, разные методы изучения и графического изображения цикличности.
В настоящее время при изучении и расчленении геологического разреза широко применяется методика исследования
цикличности в терригенных отложениях, разработанная в Сибирском отделении АН СССР [40,42]. Данная методика опробована и дополнена в Пермском государственном техническом
университете по материалам каменноугольных отложений Западного Урала [100].
Системный подход к исследованиям сложных геологических объектов является не только удобным, но и весьма эффективным методом. Важными признаками познания при системном подходе являются принцип изоморфизма и принцип целостности. Объединение их даёт принцип системности.
По определению Ю.Н. Карогодина [40], «система – это динамическое множество, находящееся в определённых устойчивых
отношениях, отличающихся интенсивностью внутренних связей». Понятие «система» неразрывно связано с понятием «структура». «Структура – это отношение и связь элементов динамического множества по определённым свойствам».
В нефтегазовой геологии чаще всего имеют дело со скрытодискретными системами – слоевыми ассоциациями и применяют для их изучения системно-структурный анализ породнослоевых ассоциаций. Породный слой – это трёхмерное тело, ограниченное снизу и сверху субпараллельными поверхностями –
границами. Мощности породных слоёв могут измеряться метрами и десятками метров, а протяжённость – десятками километров. Слоевые ассоциации образуют элементарные циклиты,
которые являются надпородным и надслоевым уровнем организации вещества [42].
79
Если понимать цикл седиментации как процесс смены
связанных во времени и пространстве событий седиментации
в единое целое, то циклит, представленный горными породами, –
вещественное выражение цикла. Циклиты относятся к природным,
реальным целостным скрытодискретным системам. По характеру системообразующих отношений они принадлежат к цепным
системам, в которых каждый элемент связан не более чем
с двумя другими элементами. Из этого вытекает очень важное
следствие: элемент, связанный только с одним элементом, будет
пограничным, крайним в системе.
Исходя из понятия циклита как целостной системы
Ю.Н. Карогодиным сформулированы основные правила и принципы выделения циклитов:
1. Правило направленности изменения существенных вещественно-структурных свойств слоёв в вертикальном разрезе от одного к другому позволяет наметить первые «контуры» циклитов.
2. Принцип относительной непрерывности изменения структурного и вещественного состава отложений в разрезе является
основанием для выделения системы слоёв, а не просто их множества, а также позволяет обнаружить тесную связь между одними
и слабую связь между другими слоями – это отражается в правилах выделения границ.
3. Характер границ между слоями может быть постепенным или резким. Внутренние границы и переходы слоевой системы в отличие от внешних в более плавные и постепенные.
4. Резкий характер границ говорит о дискретности седиментогенеза, т.е. о перерыве в осадконакоплении, о размыве или
структурном несогласии. При наличии перерыва в осадконакоплении, а тем более размыва, нарушается породная последовательность слоёв в общем литологическом ряду.
Использование перечисленных выше правил и принципов
даёт возможность выделять элементарные циклиты.
Самым существенным признаком при расчленении терригенных и карбонатных толщ является изменение гранулометри80
ческого состава, при расчленении терригенно-карбонатных –
изменение литологического состава.
Элементарный циклит (ЭЛЦ) – это простейшая система
естественных породных тел (слоёв), выделяемая по направленности, непрерывности изменения главного свойства или признака, по характеру границ между телами и двуединому строению в вертикальном разрезе скважины. ЭЛЦ макроскопически
не делится на самостоятельные циклиты, а состоит из элементов – породных слоев.
Все циклиты можно разделить на две группы: однонаправленные и разнонаправленные (рис. 3.1).
Рис. 3.1. Классификация циклитов
В однонаправленных выделяют два типа: прогрессивные
циклиты (проциклиты) и регрессивные циклиты (рециклиты).
Проциклит изображается в виде треугольника вершиной
вверх. В терригенных породах основание символизирует грубозернистый слой, а вершина – тонкозернистый слой. В карбонат81
но-терригенных толщах обычно основание треугольника отвечает
терригенным породам, а вершина – карбонатным. В карбонатных
породах в основании треугольника – органогенно-обломочные
и брекчиевые структуры, а в вершине – пелитоморфные.
Рециклит характеризуется обратной проциклиту регрессивной направленностью изменения этих признаков. Символом
рециклита является треугольник вершиной вниз.
В группе разнонаправленных циклитов выделяется два
основных типа: прогрессивно-регрессивные (про-рециклиты)
и регрессивно-прогрессивные (ре-проциклиты).
В про-рециклитах наблюдается прогрессивная направленность изменения свойств в нижней части циклита и постепенная
смена на регрессивную последовательность в верхней части. Символом про-рециклита являются два треугольника, соединённые
вершинами наподобие песочных часов. Может возникнуть вопрос,
почему это один циклит, а не два: прогрессивный и регрессивный?
Применение принципов непрерывности и характера границ не позволяет выделить два циклита.
Ре-проциклит является обратным про-рециклиту, т.е. его
нижнюю часть характеризует регрессивная последовательность,
а верхнюю – прогрессивная. Он изображается в виде двух треугольников, соединённых основаниями в виде ромба.
Выделение элементарных циклитов (ЭЛЦ) является необходимым шагом для выделения слоевых систем более высокого
ранга – региональных циклитов – регоциклитов (РГЦ) (рис. 3.2).
Регоциклиты образовались в течение 8–10 (+2) миллионов лет. Они чётко выделяются в разрезах фанерозойских толщ
и прослеживаются на всей или большей части бассейна седиментации.
Регоциклит – субрегоциклит – элементарный циклит
(подъярус)
(горизонт)
(продуктивный пласт)
Рис. 3.2. Схема соподчиненности циклитов
82
По определению, циклиты представляют собой двуединство частей, отражающих и единые, и противоположные направления в целом процессе (цикле). Знание структурного типа циклита
подразумевает выделение элементов и определение частей системы. При исследовании разрезов естественных обнажений и керна
скважин можно отметить, что при сохранении структурного типа
циклитов меняется соотношение мощностей его частей. Нередко
видна определенная направленность этого изменения, которая
в одних случаях изменяется постепенно, а в других – резко, скачкообразно [41].
Для выделения регоциклитов и изучения их структуры
используется коэффициент регрессивности, который выражает
отношение мощности регрессивной части циклита к общей его
мощности и вычисляется по формуле Kр = Р/М 100 %.
Важное значение имеет точное установление положения
в разрезе границы между частями циклитов. Нередко она проводится выше своего истинного положения, так как в первую очередь отмечаются наиболее контрастные изменению циклита,
в то время как смена направленности изменений в структуре
элементарных циклитов на самом деле происходит раньше и
находится значительно ниже видимой границы. Положение границы определяется при детальном анализе разреза с использованием коэффициента регрессивности [17].
Начало регоциклита характеризуется обычно резкой сменой тенденции в направленности коэффициента регрессивности. А конец регоциклита обозначается значениями Kр, меньшими 50 %, приближающимися к нулю. Кроме того, граница
между РГЦ часто проявляется в изменении мощностей, составляющих его ЭЛЦ, которые в верхней части обычно на порядок
больше, чем в нижней. Как правило, нижняя граница РГЦ стабильная, она незначительно скользит стратиграфически, верхняя же граница часто значительно скользит. Теоретически максимальное скольжение границ не должно превышать мощности
тела циклита.
83
ГЛАВА 4. ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКОЕ
РАСЧЛЕНЕНИЕ БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
ПЕРМСКОГО КРАЯ НА ОСНОВЕ
ФАЦИАЛЬНО-ЦИКЛИЧЕСКОГО АНАЛИЗА
4.1. ХАРАКТЕРИСТИКА КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
БАШКИРСКОГО ЯРУСА
Башкирский ярус изучаемой территории сложен главным
образом карбонатными породами, среди которых преобладают
известняки. Для дробного литолого-стратиграфического расчленения важно максимально детальное их изучение и правильное
выделение различных типов известняков, подразделяемых,
в свою очередь, по количественному содержанию различных
компонентов и их размерности.
В башкирский век на исследуемой территории существовала зона развития мелководно-морской фации, для которой характерны чистые известняки с прослоями конгломерато-брекчий
и включениями кремней. Известняки характеризуются обильным и разнообразным комплексом органических остатков. Нередко встречаются биоморфные разновидности известняков,
свидетельствующие о развитии в башкирском бассейне небольших биогермных построек.
Обилие органогенных и органогенно-обломочных разностей
пород оказалось благоприятным фактором для образования хорошо проницаемых пластов, заполнявшихся позднее газом и нефтью
(пласт Бш) на многих локальных структурах.
Коллекторами нефти и газа в отложениях башкирского
яруса (пласт Бш) служат органогенные, органогенно-детритовые, детритово-сгустковые известняки и известняковые песчаники. В пределах каждой группы пористость и проницаемость
84
весьма значительно изменяются в зависимости от состава и размера органических остатков и особенно от характера и степени
цементации.
Среди органогенных известняков имеются следующие основные разновидности: водорослевые, фораминиферово-водорослевые и фораминиферовые.
Лучшими коллекторскими свойствами обладают биоморфные известняки с фораминиферовой и фораминиферововодорослевой структурами. Но в отдельных прослоях они оказываются плотными вследствие вторичной кальцитизации и ангидритизации.
4.2. ФАЦИАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ КАМЕННОУГОЛЬНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ПЕРМСКОГО КРАЯ
Фациальные особенности каменноугольных отложений
дают представление об условиях их образования в изученных
интервалах.
Под фацией мы понимаем ископаемый осадок, представленный горной породой, одного стратиграфического интервала
со всеми свойственными ему первичными петрографолитологическими, структурно-текстурными и палеонтологическими
особенностями, сформировавшийся в определённых физикогеографических обстановках прошлого.
Характеристика фаций, приводимая в данном учебном пособии, во многом опирается на фундаментальные руководства
Д.В. Наливкина [66], Л.Б. Рухина [83], Г.Ф. Крашенинникова
[55, 56] и многих других исследователей.
В каменноугольных отложениях выделяются три основные группы фаций: морские, лагунные и континентальные.
В качестве переходных между морскими и континентальными
фациями выделяется еще подгруппа прибрежно-морских фаций,
характеризующая собой прибрежную часть древних бассейнов
85
в зоне перехода от моря к суше. Она охватывает ряд фаций,
сформировавшихся как в условиях нормальной солености, так
и в обстановках с различно выраженным опреснением вблизи
источников выноса пресных вод в бассейн седиментации [100].
Континентальные отложения представлены русловыми
(К-АР) и пойменными (К-АП) фациями, а также фациями озер
(К-ОЗ), болот (К-Б) и пляжа (К-П) (рис. 4.1).
Рис. 4.1. Континентальные фации каменноугольных отложений
Лагунные отложения отчетливо подразделяются на отложения бассейнов с пониженной соленостью (или солоноватоводные) (ЛО) и с повышенной соленостью (или солоноводные)
(ЛС) (рис. 4.2).
Рис. 4.2. Лагунные фации
Солоноватоводные фации чрезвычайно разнообразны
и включают в себя прибрежную зону моря (ПМ): фации речных
выносов (ПМ-РВ), заливов (ПМ-З), прибрежных болот (ПМ-Б),
86
баров, кос и пересыпей (ПМ-БКП), зоны волнений и слабых течений (ПМ-ВСТ), а также фации открытого прибрежного мелководья
(ПМ-ЛО); на удалении от береговой линии: фации зон опресненного мелководья, удаленных от берега (ЛОм), опресненные фации
средних (ЛОср) и относительно больших глубин (ЛОг) (рис. 4.3).
Рис. 4.3. Лагунные солоноватоводные фации (ЛО)
Лагунные солоноводные фации всегда мелководные и наименее разнообразны. Они представлены тремя фациями: солоноводными фациями карбонатных органогенных (ЛСко) и хемогенных (ЛСкх) илов, а также фациями сульфатных хемогенных илов
(ЛСсх) (рис. 4.4).
Рис. 4.4. Лагунные солоноводные фации (ЛС).
Морские фации наиболее разнообразны и сложны по соотношениям друг с другом. В их составе выделены фации прибрежного мелководья (ПМ-М) и мелководья открытого моря
87
(Мм), закрытого (ПМ-МЗ) и открытого (ПМ-МО) прибрежного
мелководья (рис. 4.5).
Рис. 4.5. Морские фации
Морские фации открытого моря разделяются по глубинам
на мелководные (Мм), фации средних глубин (Мср) и относительно глубоководные (Мг).
Морским фациям принадлежит ведущая роль в каменноугольных отложениях Пермского края. Остальные группы имеют подчиненное значение.
По результатам фациального анализа рядом с каждым
детально изученным разрезом отстраивалась фациальная кривая, отражающая динамику смены фаций во времени. Сопоставление фациальных кривых по всем изученным разрезам позволило выявить основные закономерности пространственного
соотношения фаций и их изменение во времени и фациальный
ряд (в направлении от берега): ПМ-МЗ, ПМ-МО-РМДП-РМДС-ПО
(ГП-МП-КРП-ФП-БП-КП-ВП)-ОТ-ОП.
Здесь рассмотрены карбонатные отложения башкирского
яруса. Башкирские отложения характеризуются морскими мелководными открытого моря фациями.
Ниже приводится характеристика фаций и отвечающих им
физико-географических обстановок по группам.
88
Морские фации (М)
Морские фации представлены в подавляющем большинстве различными известняками. Они выделяются или по присутствию в них органических остатков, принадлежащих по меньшей
мере к каким-либо двум группам стеногалинных организмов, или
по отсутствию остатков фауны, или по наличию аутигенного
глауконита. Известняки в составе морских фаций отличаются
большим разнообразием структурных особенностей. Наиболее
распространены детритовые, биоморфные, комковатые и сгустковые структуры. Тонкозернистые, микрозернистые и пелитоморфные структуры имеют ограниченное распространение.
Морские отложения отличаются обилием и качественным
разнообразием органических остатков. Среди них наиболее распространены фораминиферы, иглокожие (преимущественно
членики криноидей) и водоросли. Значительно меньше распространены брахиоподы, мшанки, кораллы и остракоды. Фораминиферы одинаково характерны для всех морских фаций, отличаясь в конкретных условиях систематическим составом ассоциаций, отражающих экологические особенности среды обитания.
Кораллы и брахиоподы не имеют широкого распространения,
будучи приуроченными к вполне определённым фациям среди
морских мелководных отложений.
Остатки организмов находятся в прижизненном либо
в близком к нему положении. Выделяются поселения водорослей
(ВП), брахиопод (БП), криноидные (КРП), фузулинидовые (ФП),
фораминиферовые (ФРП). Переход от одной фации к другой происходит постепенно. Этим обусловлено наличие промежуточных
фациальных типов, таких как фузулинидово-криноидные (ФКРП)
и т.д. Всё многообразие переходов и связей между выделенными
морскими фациями отражает схема парагенетических связей фаций и физико-географических обстановок в башкирских морях
Пермского края (рис. 4.6).
89
Рис. 4.6. Связь фаций башкирских отложений Пермского края
Фации ровного морского дна со спокойным
гидродинамическим режимом (РМДС)
Морские отложения, отвечающие этим фациям, формировались в удалённых от берега морских мелководных обстановках, отличающихся илистым дном и спокойным или слабоподвижным гидродинамическим режимом.
Рассматриваемые фации представлены различными известняками, часто доломитизированными и окремнёнными, иногда
90
в различной степени глинистыми, с большим разнообразием
структурных особенностей. Среди них ведущая роль принадлежит микрозернистым, тонкозернистым, сгустковым, комковатым
и сгустково-комковатым разностям.
Известняки содержат богатый и разнообразный комплекс
органических остатков, принадлежащих водорослям, многокамерным фораминиферам (в том числе, фузулинидам) и одиночным кораллам. Брахиоподы характеризуются широким распространением представителей свободнолежащего и якорного экологического типов, при подчинённом значении последних.
Рассматриваемые фации по площади и разрезу постепенно
сменются чаще морскими, реже лагунными опресненными и солоноводными. При этом с фациями опресненных лагун теснее
всего связаны глинистые известняки.
Фации ровного морского дна с подвижным
гидродинамическим режимом (РМДП)
В эту категорию фаций отнесены морские отложения,
очень близкие по своим особенностям описанным выше. Главное
отличие их состоит в том, что они накапливались в обстановках
с плотным дном и подвижной динамикой среды. Это и наложило
свой отпечаток на структуры горных пород и качественный состав органических остатков.
В литологическом отношении они представлены различными известняками, ведущая роль принадлежит органогеннодетритовым разностям.
Состав органических остатков очень близок к составу
вышеописанных фаций, отличаясь от него лишь несколько
большим разнообразием водорослей, большей ролью мшанок
и иглокожих, а среди брахиопод – преобладанием представителей якорного типа над свободнолежащими.
Рассматриваемые фации по площади и разрезу сменяются
либо фациями ровного морского дна со спокойным гидродинамическим режимом, либо фациями поселений различных организмов.
91
Фации поселений различных организмов
Этот комплекс фаций очень широко распространён в составе мелководных отложений, располагаясь на склонах и по периферии отмелей и знаменуя собой постепенный переход к фациям
относительно ровного морского дна (РМД). По своему характеру
фации этого комплекса являются моноценозами и располагаются
по площади в закономерном порядке, представляющем собой
полный фациальный ряд. Переход от одной фации к другой совершается постепенно, за счёт чего в отложениях на стыке разных фаций часто присутствуют смешанные поселения: криноидно-мшанковые и т. д.
В конкретных разрезах фациальные ряды редко представлены в полном виде. Обычно отдельные элементы ряда выпадают, и полнота рядов в разных разрезах бывает неодинакова. Это
объясняется локальным развитием фаунистических поселений
рассматриваемого фациального комплекса.
Ниже приводится краткая характеристика отдельных фаций в направлении от фаций ровного морского дна.
Фации фораминиферовых поселений (ФРП)
К этим фациям отнесены фораминиферовые известняки
и реликтово-фораминиферовые доломиты. Последние встречаются
крайне редко, так как при сильной перекристаллизации, сопровождающей доломитизацию, вещество раковин фораминифер подвергается изменениям вместе с цементирующей массой.
Преобладающими микроструктурами фораминиферовых
известняков являются детритовая и мелкодетритовая.
Для фаций фораминиферовых поселений, помимо фораминифер, наиболее характерны водоросли, брахиоподы, мшанки
и членики криноидей.
Фораминиферовые поселения в фациальных рядах параллельны фузулинидовым поселениям, с одной стороны они при92
мыкают к водорослевым поселениям, а с другой стороны –
к фациям ровного морского дна.
Фации фузулинидовых поселений (ФП)
Фации фузулинидовых поселений представлены фузулинидовыми известняками и реликтово-фузулинидовыми доломитами, в которых фузулиниды нацело слагают всю породу. Фузулинидовые поселения как самостоятельный вид поселений или
как самостоятельные фации выделяются только в среднекаменноугольных отложениях, так как начиная со среднего карбона
в составе фораминиферовых сообществ всё большую роль начинает играть надсемейство Fusulinadeae.
Среди известняков преобладают органогенные и органогенно-детритовые разности, среди доломитов – тонко- и мелкозернистые (кристаллические).
Из органических остатков фациям фузулинидовых поселений свойственны членики криноидей, мшанки, одиночные
кораллы и водоросли. Представители других групп организмов
встречаются исключительно редко.
Фузулинидовые поселения связаны постепенными переходами водорослевых поселений, криноидных и брахиоподовых
поселений и фаций ровного морского дна.
Фации криноидных поселений (КРП)
Фации криноидных поселений представлены криноидными известняками, а иногда реликтово-криноидными доломитами. Выделение этих фаций несколько условно, так как в некоторых случаях нет уверенности в накоплении скелетных остатков
криноидий на месте их обитания. Однако даже если членики
криноидей и были перемещены после отмирания организма, то
это расстояние от места их обитания было невелико, так как
членики не несут следов транспортировки.
93
Преобладающей структурой фаций криноидных поселений является органогенно-детритовая.
Из органических остатков присутствуют водоросли, разнообразные фораминиферы, одиночные и колониальные ругозы,
мшанки и брахиоподы, принадлежащие в подавляющем большинстве к якорному экологическому типу.
Фации криноидных поселений связаны с фациями фузулинодовых и брахиоподовых поселений и с фациями ровного
морского дна.
Фации брахиоподовых поселений (БП)
К фациям брахиоподовых поселений отнесены брахиоподовые известняки и известняки с брахиоподами, раковинам которых принадлежит ведущая роль в составе породы.
Среди структур ведущее значение принадлежит органогенным и органогенно-детритовым.
Из органических остатков для фаций брахиоподовых поселений характерны водоросли, особенно трубчатые и багряные,
многокамерные фораминиферы (реже фузулиниды), членики
криноидей и одиночные кораллы. Среди брахиопод преобладают представители свободнолежащего типа при подчинённом
значении представителей якорного типа.
Фации брахиоподовых поселений теснейшим образом
связаны с отмелями и фациями криноидных и водорослевых
поселений.
Фации водорослевых поселений (ВП)
К этим фациям принадлежат водорослевые известняки,
сложенные хрупкими и тонкими скелетными остатками зелёных
(Calcifolium, Koninckpora, Beresella, Dvinella и др.) и багряных
(Ungarella, Donezella и др.) водорослей. В силу особенностей
своего строения они не могли создавать массивные органоген94
ные постройки, а образовывали, по-видимому, заросли, покрывавшие какую-то часть морского дна.
После отмирания организмов в донном осадке скапливались их твёрдые скелетные остатки, дав впоследствии прослои
(до 0,5 м) водорослевых известняков.
Для этих фаций характерны биоморфные и органогеннодетритовые структуры.
В этих известняках водорослям сопутствуют фораминиферы, фузулиниды, членики криноидей, брахиоподы и одиночные кораллы.
Фации водорослевых поселений связаны с фациями отмелей и фациями различных поселений: фораминиферовых, фузулинидовых и брахиоподовых.
Фации отмелей (ОТ)
Отложения, отвечающие этим фациям, формировались
в условиях исключительно малых глубин, не превышающих,
как правило, 10 м. Среда осадконакопления отличалась высокой подвижностью вод и плотным, а иногда и твёрдым каменистым дном.
Эти фации представлены известняками и известняковыми брекчиями. Известняки, иногда доломитизированные, редко
окремнённые, в большинстве своём органогенно-обломочные,
брекчиевые.
Комплекс органических остатков, свойственных рассматриваемым фациям, богат и разнообразен. В большом количестве
присутствуют массивные колонии багряных водорослей, желваки гирванелл, однокамерные и многокамерные фораминиферы,
кораллы и брахиоподы.
Фации отмелей связаны с фациями водорослевых и брахиоподовых поселений.
Заканчивая обзор фациальных особенностей башкирских
отложений Пермского края, следует отметить, что все охаракте95
ризованные выше фации теснейшим образом, генетически, связаны друг с другом, образуя вполне закономерные фациальные
ряды. Они отражают ландшафтные особенности рассматриваемой территории и палеотектонические условия осадконакопления в её пределах.
4.3. МЕТОДИКА РАСЧЛЕНЕНИЯ
БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
Детальный циклический анализ и стратиграфическое расчленение башкирской карбонатной толщи базируются на описании керна скважин с учетом таких генетических признаков породы, как вещественный состав и примеси, структура, текстура,
минеральные включения, мощность слоя, с привлечением петрографических данных.
Дробное расчленение башкирской толщи выполнено по
следующей схеме:
1. Литологическое описание пород в керне и шлифах.
2. Литологическое расчленение разреза по ГИС.
3. Построение литологической колонки на основании изучения керна и ГИС.
4. Исследование микроструктуры карбонатных пород
в шлифах. Построение структурной кривой.
5. Циклический анализ отложений. Выделение элементарных циклитов (ЭЛЦ), субрегоциклитов (СБРГЦ) и регоциклитов (РГЦ).
6. Изучение фациальных особенностей разреза башкирских
отложений. Выделение и определение фациальных типов по разрезам скважин.
С позиций циклического анализа регоциклиты отвечают
подъярусам, субрегоциклиты – горизонтам и подгоризонтам,
элементарные циклиты – подразделениям более мелкого ранга,
чем горизонт.
96
При расчленении разрезов нефтяных месторождений используются данные геофизических исследований скважин, поэтому важной задачей является разработка методов выделения
циклитов всех рангов с использованием ГИС.
Различия в литологическом составе нижней и верхней
частей циклита неизбежно должны отразиться на физических
свойствах (на каротажных диаграммах КС, ПС, ГК и НГК). Поэтому здесь использованы результаты геофизических исследований скважин (ГИС) для выделения циклитов.
Данные ГИС использовались для построения литологической колонки и литологических кривых. Литологическая кривая
дает возможность наглядно проследить прерывность или непрерывность смены литологических разностей, прогрессивный или
регрессивный характер этой смены и более объективно выделить элементарные циклиты (ЭЛЦ), субрегоциклиты (СБРГЦ)
и регоциклиты (РГЦ).
При изучении разреза необходимо знание так называемого
литологического ряда [53]. Литологический ряд – это направленная непрерывная последовательность породных слоев в разрезе,
обусловленная законами седиментации (физико-химическими
и динамическими процессами).
Так как для каждого региона и даже района должна быть
создана своя обобщенная модель литологического ряда, несомненный интерес представляет составление сводного литологического ряда для района исследования и присвоения цифрового
индекса каждому породному слою или циклиту. Это позволит
решать задачи по оперативному описанию разрезов и выделению цикличности в осадконакоплении.
В настоящей работе для обоснования сводной литологической модели башкирских отложений Пермского края использованы результаты изучения разрезов среднекаменноугольных
отложений Западного Урала [99].
В строении этих разрезов, особенно в разрезах естественных обнажений, седиментационная цикличность карбонатных
отложений проявляется наиболее четко.
97
В качестве эталонного разреза использованы результаты
детального изучения и расчленения разреза «Сокол». Это естественное обнажение находится на Западном Урале (бассейн
р. Чусовой, в районе пос. Староуткинск). В разрезе «Сокол»
достаточно обоснованно и уверенно снизу вверх прослеживаются и выделяются перерывы, размывы и цикличность. Кроме того, что особенно важно, в данном разрезе башкирский ярус развит и представлен в полном объеме [95].
На следующем этапе результаты этого расчленения в виде
модели циклитов перенесены на разрезы опорных скважин. Разрезы опорных скважин в полном объеме охарактеризованы керном и материалами ГИС, т.е. хорошо изучены в литологическом
и палеонтологическом отношении. Опорными разрезами являются «Северный Колчим», скв. 758; «Чурочная», скв. 44; «Рассоха», скв. 751; «Сыпучи», скв. 760 [52].
Башкирские отложения представлены в большей степени
различными известняками и в меньшей – доломитами.
Существует несколько классификаций карбонатов, основанных на различных подходах к изучению карбонатных пород. Наиболее используемой и самой удобной отечественной
классификацией карбонатных пород является классификация
И.В. Хворовой [93]. В данной работе мы придерживаемся этой
классификации.
Детальное изучение карбонатов башкирского яруса показало возможность выявления прогрессивной и регрессивной направленности осадконакопления по характеру изменения микроструктур.
При выявлении цикличности в конкретных разрезах результаты изучения структуры карбонатных пород в шлифах
изображались графическим способом. Он заключался в построении «структурной кривой». На чертеже рядом с графой
«микроструктуры» или непосредственно рядом с литологической колонкой в отдельной графе в соответствии с установленным рядом, вертикальными линиями соединяются одинаковые
98
микроструктуры, а горизонтальными линиями – границы между микроструктурами.
Для построения кривой составляется шкала изменения
микроструктур в направлении от самых тонкозернистых к крупнозернистым: пелитоморфная (п), микрозернистая (мз), тонкозернистая (тз), сгустковая (с), комковатая (к), шламовая (ш),
детритовая (д), органогенно-обломочная (об), биоморфная (бм)
и брекчиевая (б) [93].
Пелитоморфная структура – микроскопически порода однородна (размер зерен 0,01–0,001 мм).
Микрозернистая структура – в шлифе зерна (размером
0,05–0,07 мм) частью различимы.
Тонкозернистая структура – в шлифе зерна (размером
0,07–0,1 мм) частью различимы.
Сгустковая структура – в шлифе наблюдаются фрагменты неправильной формы с неясными очертаниями (размеры до 0,1 мм).
Комковатая структура – в шлифе присутствуют очертания
фрагментов четкие и ясные, форма их более правильная (размер
0,1–0,5 мм).
Биогенные известняки в зависимости от степени сохранности органических остатков делятся на шламовые, детритовые,
органогенно-обломочные и биоморфные.
Шламовая структура – в шлифе находятся обломки менее
0,1 мм.
Детритовая структура – в шлифе отмечены обломки крупнее 0,1 мм.
Органогенно-обломочные – в шлифе находятся обломки
крупнее 1 мм.
Биоморфная структура – в шлифе присутствуют крупные
цельные раковины.
Размер от нескольких долей миллиметра (фораминиферы,
остракоды и др.) до нескольких сантиметров (гастроподы, пелециподы и др.).
Обломочные породы состоят из обломков в различной степени окатанных. Размер основных компонентов породы – облом99
ков известняков колеблется в широких пределах – от долей миллиметра до нескольких сантиметров. В связи с этим различают
гравелиты, конгломераты и брекчии. Структура у них брекчиевая.
Анализ отстроенных кривых позволяет более объективно
и точно выделять как элементарные циклиты (ЭЛЦ), так и циклиты более высокого ранга: субрегоциклиты (СБРГЦ) и регоциклиты (РГЦ) [53].
Результаты изучения и сопоставления эталонного и опорных геолого-петрофизических разрезов позволяют при недостаточном объеме керна идентифицировать циклиты в скважинах,
пробуренных по эксплуатационной сетке, по данным промыслово-геофизических исследований.
4.4. ПРИМЕР ФАЦИАЛЬНО-ЦИКЛИЧЕСКОГО
РАСЧЛЕНЕНИЯ БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
НА КАЛМИЯРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
(ПЕРМСКИЙ КРАЙ)
Объектом изучения являются нефтяные скважины Калмиярского месторождения. Калмиярское месторождение относится
к Татышлинской зоне нефтегазонакопления Пермского края. Эта
зона связана с одноименным структурным выступом, осложненным позднедевонскими рифогенными постройками, в структурах
облекания которых выявлены промышленные залежи на полутора десятках поднятий, входящих в состав Калмиярского, Чернушинского, Хатымского, Чикулаевского месторождений. Нефтегазоносны отложения от терригенного девона до каширского горизонта включительно.
Исследуемый объект – башкирский ярус Калмиярского
месторождения. Он представлен главным образом карбонатными породами, среди которых преобладают известняки. Детальное изучение карбонатов башкирского яруса показало возможность выявления прогрессивной и регрессивной направленности
осадконакопления по характеру изменения микроструктур.
100
При расчленении разреза использована Унифицированная
схема Русской платформы 1988 г. [74]. На рис. 4.7 приведен пример расчленения башкирских отложений скв. 411, который наиболее детально изучен [50].
По данным ГИС и описанию кернового материала для
Калмиярского месторождения были выделены башкирский ярус
и пласт-коллектор Бш. Для более детального расчленения карбонатной толщи башкира, с целью дальнейшей корреляции был
использован фациально-циклический анализ.
Для корреляции башкирских отложений был построен
геологический профиль по десяти скважинам: 429, 404, 403, 420,
406, 417, 419, 413, 411 и 412 (рис. 4.8). В карбонатных разрезах
границы между выделенными пропластками могут становиться
нечеткими вследствие вторичных процессов. Пример построения профильного разреза для карбонатных отложений приведен
на рис. 4.9.
В башкирском ярусе на Калмиярском месторождении установлено два регоциклита (РГЦ), четыре субрегоциклита (СБРГЦ),
9 элементарных циклитов (ЭЛЦ) (в зависимости от полноты разреза) (табл. 4.1). Башкирскому ярусу отвечают два региональных
циклита (РГЦ): В1 и В2, каждый из которых соответствует подъярусу (нижнебашкирскому и верхнебашкирскому), что подтверждено комплексами фораминифер [50].
НИЖНЕБАШКИРСКИЙ РЕГОЦИКЛИТ (В1) является
рециклитом. Он включает в себя два субрегциклита: I СБРГЦ
и II СБРГЦ.
I СБРГЦ соответствует северокельтменскому горизонту
и является рециклитом. Субрегоциклиты делятся на элементарные циклиты (1 ЭЛЦ, 2 ЭЛЦ, 3 ЭЛЦ и 4 ЭЛЦ). Первый элементарный циклит (1 ЭЛЦ) в разрезе отсутствует в связи с перерывом в осадконакоплении (см. рис. 4.7).
Второй элементарный циклит (2 ЭЛЦ) встречен в скв. 403
и является ре-проциклитом, в скв. 404, 417, 419 и 429 – рециклитом, в скв. 420 – про-рециклитом. Мощность 2 ЭЛЦ изменяется от 5,3 (скв. 419) до 9,0 м (скв. 404) (см. табл. 4.1).
101
Рис. 4.7. Литолого-фациальное расчленение башкирских карбонатных
отложений на примере скв. 411 Калмиярского месторождения
102
103
Рис. 4.8. Геологический профиль по скважинам 429-404-403-420-406-417-419-413-411-412
Калмиярского месторождения
104
Рис. 4.9. Палеогеологический профильный разрез среднекаменноугольных отложений
Калмиярского месторождения
105
Рис. 4.10. Сопоставление циклитов по скважинам (условные обозначения см. на рис. 4.7)
106
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1052,0–
1057,0
1057,0–
1063,0
1063,0–
1068,0
1068,0–
1070,0
1070,0–
1075,0
1075,0–
1080,0
1080,0–
1083,0
1083,0–
1086,0
1086,0–
1094,0
8,0
3,0
3,0
5,0
5,0
2,0
5,0
6,0
5,0
1147,0–
1153,8
1153,8–
1157,8
1157,8–
1160,0
1160,0–
1165,9
1165,9–
1170,9
1170,9–
1178,2
1178,21181,9
1181,9–
1191,0
1191,0–
1201,0
9,0
9,1
3,7
7,3
5,0
5,9
2,2
4,0
6,8
1068,0–
1072.6
1072,6–
1055,5
1055,5–
1080,0
1080,0–
1083,2
1083,2–
1086,7
1086,7–
1091,8
1091,8–
1095,8
1095,8–
1099,6
1099,6–
1107,0
7,4
3,8
4,0
5,1
3,5
3,2
4.5
2,9
4,6
1089,0–
1093,9
1093,9–
1099,8
1099,8–
1103,2
1103,9–
1110,3
1110,3–
1114,5
1114,5–
1117,8
1117,8–
1127,8
1127,8–
1132,3
1132,3–
1140,0
7,7
4,5
10,0
3,3
4,2
6,5
3,4
5.9
4,9
1068,0–
1073,0
1073,0–
1081.0
1081,0–
1085,0
1085,0–
1088,8
1088,8–
1092,7
1092,7–
1097,0
1097.0–
1101,0
1101,0–
1106,0
5,0
4,0
4,3
3,9
3,8
4,0
4,0
5,0
1087,5–
1091,0
1091,0–
1097,5
1097,5–
1102,0
1102,0–
1110,0
1110,0–
1112,7
1112,7–
1118,5
1118,5–
1125,1
1125,1–
1132,0
1132,0–
1140,0
8,0
6,9
6,6
5,8
2,7
8,0
4,5
6,5
3,5
1144,0–
1064,0–
1083,9–
1063,0–
1082,5–
1048,0–
4,0
3,0
4,0
5,1
5,0
5,0
1147,0
1068,0
1089,0
1068,0
1052,0
1087,5
1084,0–
1088,0
1088,0–
1096,0
1096,0–
1104,0
1104,0–
1114,0
1114,0–
1119,5
1119,5–
1124,3
1125,3–
1132,8
1132,8–
1139,2
1139,2–
1144,5
5,3
1025,0–
1031,2
1031,2–
6,0
1037,8
1037,8–
4,0
1042,6
1042,6–
11,0
1045,9
1045,9–
5,0
1049,7
1049,7–
3,3
1054,4
1054,4–
5,4
1059,5
1059,5–
2,3
1065,0
5,5
5.5
5,1
4,7
3,8
3,3
4,8
6,6
6,2
1052,0–
1055,5
1055,5–
1062,0
1062,0–
1072,0
1072,0–
1080,0
1080,0–
1089,0
1089,0–
1098,0
1098,0–
1102,0
1102,0–
1112,0
10
4,0
9,0
9,0
8,0
10
7,5
3,5
1021,0–
1049,5–
10470,0
5,0
4,0
5,0
1025,0
–1052,0
1054,5
1054,5–
1059,0
1059,0–
8,0
1065,0
1065,0–
8,0
1069,0
1069,0–
10,0
1080,0
1080,0–
5,5
1085,0
1085,0–
4,8
1088,3
1088,3–
7,5
1093,7
1093,7–
6,4
1096,0
4,0
1080,0–
4,0
1084,0
ЦикСкв. 429
Скв. 404
Скв. 403
В кв. 420
Скв. 406
Скв. 417
Скв. 419
Скв. 413
Скв. 411
Скв. 412
литы Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Тол- Интер- Толвал щина вал щина вал щина вал щина вал щина вал щина вал щина вал щина вал щина вал щина
пласта,
пласта,
пласта,
пласта,
пласта,
пласта,
пласта,
пласта,
пласта,
пласта,
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Н, м
Таблица интервалов по циклитам в башкирском ярусе
Таблица 4.1
3 ЭЛЦ и 4 ЭЛЦ отвечают северокельтменскому горизонту.
Третий элементарный циклит (3 ЭЛЦ) является рециклитом в скв. 406, 411, 412, 413, 417, 419 и 429, про-рециклитом –
в скв. 403,420 и ре-проциклитом в скв. 404. 3 ЭЛЦ имеет мощность от 2,3 (скв. 413) до 10,0 м (скв. 412).
Четвёртый элементарный циклит (4 ЭЛЦ) является рециклитом в скв. 406, 411, 413, 417, 419, 420, про-рециклитом –
в скв. 403, 420 и ре-проциклитом – в скв. 404, 412. Мощность
4 ЭЛЦ изменяется от 3,0 (скв. 429) до 10,0 м (скв. 420).
II СБРГЦ отвечает прикамскому горизонту и является
рециклитом в скв. 404, 406, 413, 417, 419, 420, про-рециклитом –
в скв. 403 и про-рециклитом – в скв. 411, 412 и 429. Второй субрегоциклит включает 5 ЭЛЦ и 6 ЭЛЦ.
Пятый элементарный циклит (5 ЭЛЦ) отвечает рециклиту в скв. 404, 413, 417, 419, прорециклиту – в скв. 403, 411
и репроциклиту – в скв. 406, 412, 420, 429. Мощность 5 ЭЛЦ
изменяется от 3,3 (скв. 413, 420) до 9,0 м (скв. 412).
Шестой элементарный циклит (6 ЭЛЦ) является проциклитом 411, 412, 420, рециклитом – в скв. 404, 406, 413, 417,
419, про-рециклитом – в скв. 403, ре-проциклитом – в скв. 429.
Мощность 6 ЭЛЦ колеблется от 2,7 (скв. 417) до 9,0 м (скв. 412).
ВЕРХНЕБАШКИРСКИЙ РЕГОЦИКЛИТ (В2) является
рециклитом во всех скважинах. Только в скв. 412 – ре-проциклитом и в скв. 411 – про-рециклитом. Он включает два субрегоциклита: III СБРГЦ и IV СБРГЦ.
Границы регоциклитов и почти всех субрегоциклитов характеризуются количественными и качественными изменениями
в комплексах фауны. Исключением являются III и IV субрегоциклиты верхнебашкирского подъяруса. Граница между ними
проходит внутри предположительно мелекесского горизонта
и не отличается какими-либо изменениями в составе фаунистических сообществ. А границы элементарных циклитов характеризуются только количественными изменениями [52].
107
III СБРГЦ отвечает черемшанскому горизонту и нижней
части мелекесского горизонта и является рециклитом в скв. 403,
404, 413, 417, 419, 420, 429, про-рециклитом – в скв. 411 и репроциклитом – в скв. 406, 412.
Третий субрегоциклит включает два элементарных циклита: 7 ЭЛЦ и 8 ЭЛЦ.
Седьмой элементарный циклит (7 ЭЛЦ) является рециклитом в скв. 412, 417, 420, 429, про-рециклитом – в скв. 404,
411, 419 и ре-проциклитом – в скв. 403, 406, 413. Мощность
7 ЭЛЦ изменяется от 2,0 (скв. 429) до 11,0 м (скв. 413).
Восьмой элементарный циклит (8 ЭЛЦ) является рециклитом в скв. 403, 404, 413, 417, 420, 429, про-рециклитом –
в скв. 411 и ре-проциклитом – в скв. 406, 412,419. Мощность
8 ЭЛЦ изменяется от 2,2 (скв. 404) до 10,0 м (скв. 412).
IV СБРГЦ соответствует верхней части мелекесского горизонта и является рециклитом в скв. 413, 417, 419, 420 и прорециклитом – в скв. 403, 404, 406. 411, 429, ре-проциклит –
в скв. 412. Он включает три элементарных циклита: 9 ЭЛЦ,
10 ЭЛЦ и 11 ЭЛЦ.
Девятый элементарный циклит (9 ЭЛЦ) является рециклитом в скв. 420, про-рециклитом в скв. 403, 413, 417, 429,
ре-проциклитом в скв. 404, 406, 411, 412, 419. Мощность изменяется от 2,9 (скв. 403) до 8,0 м (скв. 419).
Десятый элементарный циклит (10 ЭЛЦ) почти во всех
изученных разрезах имеет прогрессивно-регрессивную направленность. В скв. 419 он является рециклитом, в скв. 411 – прорециклитом, а в скв. 412 – ре-проциклитом. Мощность изменяется 3,5 (скв. 417, 412) до 6,8 м (скв. 404).
Одиннадцатый элементарный циклит (11 ЭЛЦ) почти во
всех изученных разрезах имеет регрессивно-прогрессивную направленность. В скв. 412 – проциклитом, в скв. 413 – рециклитом,
в скв. 419 – ре-проциклитом, а в скв. 429 – про-рециклитом. Мощность колеблется от 3,0 (скв. 404) до 5,1 м (скв. 420) (рис. 4.10).
108
Мощность башкирского яруса в разрезах изучаемых скважин Калмиярского месторождения изменяется от 43,0 (скв. 403)
до 57,0 м (скв. 404).
После литолого-фациальной и циклической обработки
разрезов всех скважин был построен палеогеологический профильный разрез (см. рис. 4.10), позволивший, с одной стороны,
уточнить генетическую природу отдельных литологических
разностей, а с другой – сопоставить и увязать между собой разнофациальные циклиты, скоррелировав тем самым и находящиеся в их составе пласты-коллекторы, представленные пористыми известняками.
Анализируя профильный разрез, можно сделать вывод, что
на всей изучаемой территории только в одной скв. 413 встречен
11 ЭЛЦ, который соответствует мелекесскому горизонту и представлен пористыми известняками.
Далее прослеживается 10 ЭЛЦ, который расположен на
границе черемшанского и мелекесского горизонтов верхнебашкирского подъяруса. 10-й элементарный циклит сложен пористыми известняками, соответствующими пласту Бш1. Все остальные пласты-коллекторы относятся к пласту Бш2 и содержат воду.
9-й ЭЛЦ, представленный пористыми известняками, встречен только в скв. 404 (черемшанский горизонт).
8-й ЭЛЦ сложен пористыми известняками и встречен
в скв. 406 и 413 (черемшанский горизонт).
7-й ЭЛЦ, представленный пористыми известняками, прослеживается по всей исследуемой территории, кроме скв. 404,
403, 406 и 412 (черемшанский горизонт).
6-й ЭЛЦ сложен пористыми известняками и встречен
в основном в восточной части территории в скв. 419, 413, 411.
В западной части только в скв. 429 (прикамский горизонт).
5-й ЭЛЦ представлен пористыми известняками только
в скв. 404, 417, 419, 411 и 412 (прикамский горизонт).
4-й ЭЛЦ сложен пористыми известняками и встречен
в скв. 420, 406, 417, 419, 413 (северокельтменский горизонт).
109
3-й ЭЛЦ представлен пористыми известняками только
в скв. 429, 417 и 412 (северокельтменский горизонт).
Во всех скважинах пористые известняки относятся к фациям
отмелей (ОТ) и фациям поселений различных организмов (ПО).
Выше этих известняков располагаются плотные доломитизированные известняки или плотные доломиты, которые являются породами-покрышками. Они относятся к фациям ровного морского дна
со слабым или подвижным гидродинамическим режимом.
На исследуемой территории в районе скважин 429, 404,
403, 420, 417, 419 и 412 расположены более полные разрезы, т.е.
включают в себя десять элементарных циклитов из одиннадцати.
В районе скважин 406, 413 и 411 обнаружены разрезы с девятью элементарными циклитами. Отчётливо выраженное циклическое строение свидетельствует о нестабильности обстановок осадконакопления. Анализируя профиль, устанавливаем
более глубокий перерыв в осадконакоплении в восточной части исследуемой территории.
Таким образом, в результате проведённых исследований
был выявлен литологический состав отложений, намечены стратиграфические границы там, где отсутствовали палеонтологические данные.
Полученные данные по неоднородности распределения пород-коллекторов в разрезе продуктивных пластов башкирских отложений могут использоваться при создании геологических и гидродинамических моделей месторождений Пермского края и могут
быть использованы для определения направлений поисково-разведочных работ по выявлению новых месторождений и залежей.
110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящее время геологические модели являются не
только основой для разработки месторождений, но и приобретают самостоятельное значение – на их основе делаются подсчеты геологических запасов. Поэтому очень важное значение
имеет достоверность создаваемых моделей, доказательством
которой являются научно обоснованный подход и знание законов палеоседиментации, смены фациальных условий, цикличности осадконакопления, закономерностей распространения разных фаций. Литологический состав, строение и условия образования горных пород находятся во взаимодействии и единстве
и выражаются рядом качественных и количественных признаков. Физические свойства горных пород количественно выражают эти признаки и могут быть измерены дистанционно при
проведении геофизических исследований скважин (ГИС). Следовательно, параметры физических полей содержат в себе
большой объем геологической информации, в том числе по условиям осадконакопления горных пород. Соответствующие пористость и проницаемость пород-коллекторов, требуемые для
аккумуляции экономически извлекаемых углеводородов в песчаных телах, рифовых постройках и других, тесно связаны с определенными генетическими типами фаций и историей развития
эпигенетических процессов.
Очевидно, что комплексное изучение методами ГИС
взаимосвязей между генетическими типами фаций, развития
постседиментационных процессов, распространения коллекторов тесно связано с выделением в разрезе продуктивных пластов. В связи с этим разработка научно-методических основ фациальной и циклической интерпретации данных ГИС является
актуальной задачей, поскольку речь идет о повышении качест111
венного уровня геологических моделей месторождения и в целом геологической науки.
Таким образом, для карбонатных разрезов среднего карбона, сформированных в мелководно-морских фациях, циклиты
имеют различную направленность: прогрессивную, регрессивную, прогрессивно-регрессивную и регрессивно-прогрессивную.
Коллекторы в них приурочены к нижним частям циклитов, представленных карбонатными породами с органогенно-детритовыми
и органногенно-обломочными структурами. Покрышками являются карбонаты с мелкозернистой и пелитовой структурами.
Представленная методика использования результатов интерпретации материалов ГИС для фациально-циклического анализа карбонатных отложений имеет важное значение для нефтепромысловой геологии, создания комплексной системы изучения
и прогнозирования фаций.
112
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Азаматов В.И., Спасибко В.Д., Савич А.И. Вопросы обеспечения рациональной разработки на основе дифференцированной
оценки запасов нефти / ВНИИОЭНГ. – М., 1987. – 39 с.
2. Азербаев Н.А. Геосинклинальные отложения ордовика
Байконурского синклинория. – Алма-Ата: Наука, 1987. – 136 с.
3. Афанасьев С.Л. Ритмы и циклы в осадочных толщах //
Бюл. МОИП. Отд. геол. – 1974. – № 6. – С. 141–142.
4. Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования
нефтяных и нефтегазовых месторождений среднего Поволжья. –
М.: Недра, 1975. – 112 с.
5. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. –
М.: Недра, 1982. – 224 с.
6. Белоусов В.В. Николаус Стено – основоположник геотектоники // Природа. – 1938. – № 5.
7. Берталанфи Л. фон. История и статус общей теории систем // Cистемные исследования. Ежегодник. – М.: Наука, 1973. –
С. 20–37.
8. Блауберг И.В., Садовский В.Н., Юдин Э.Г. Системные
исследования и общая теория систем // Системные исследования. Ежегодник. – М.: Наука, 1969. – С. 7–29.
9. Бонгард М.М. Проблемы узнавания. – М.: Наука, 1967. –
320 с.
10. Ботвинкина Л.Н. Условия накопления угленосной толщи в Ленинском районе Кузнецкого бассейна // Изв. АН СССР,
1953. – 106 с.
11. Ботвинкина Л.Н., Алексеев В.П. Цикличность осадочных толщ и методика её изучения. – Свердловск: Изд-во Урал.
ун-та, 1991. – 336 с.
113
12. Ботнева Т.А. Цикличность процессов нефтегазопроявления. – М.: Недра, 1972. – 256 с.
13. Быков В.Н., Звягин Г.А. Геологопромысловая характеристика трещинных систем // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1979. – № 3. – С. 17–21.
14. Вендельштейн Б.Ю., Ларионов В.В. Использование
данных промысловой геофизики при подсчете запасов нефти
и газа. – М.: Недра, 1964. – 198 с.
15. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. – М.:
Недра, 1980. – 178 с.
16. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. – М.:
Недра, 1988. – 150 с.
17. Власов Г.М. О цикличности вулканических процессов //
Вулканизм и геохимия его продуктов. – М., 1967. – С. 27–41.
18. Волков А.М. Решение практических задач геологии на
ЭВМ. – М.: Недра, 1980. – 224 c.
19. Воронин Ю.А. О формализации понятий геологии //
Вопросы обработки геолого-геофизических данных на электронных цифровых машинах: сб. науч. тр. / ИГиГ. – Новосибирск: Наука, 1967. – С. 102–139.
20. Воронин Ю.А., Еганов Э.А. Фации и формации. Парагенезис (уточнение и развитие основных понятий в геологии). –
Новосибирск: Наука, 1972. – 120 с.
21. Головкинский Н.А. О пермской формации в центральной
части Камско-Волжского бассейна. – СПб., 1868. – 143 с.
22. Головкинский Н.А. О пермской формации в центральной части Камско-Волжского бассейна // Материалы для геологии России. – СПб., 1869. – С. 237–415.
23. Горский Д.П. Определение (логико-методологические
проблемы). – М.: Мысль, 1974. – 311 с.
24. Губерман Ш.А. Неформальный анализ данных в геологии и геофизике. – М.: Недра, 1987. – 261 с.
114
25. Гудков Е.П., Косков В.Н. Системно-структурное моделирование нефтегазовых залежей по данным промысловогеофизических исследований // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1997. – № 12. – С. 21–24.
26. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических
исследований скважин. – М.: Недра, 1982. – 448 с.
27. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. – М.: Недра, 1983. – 189 с.
28. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. – М.: Недра, 1988. – 204 с.
29. Промысловая геофизика / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, А.Н. Африкян [и др.]. – М.: Недра,
1986. – 342 с.
30. Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов геофизических исследований скважин. – М.: Недра, 1966. –
386 с.
31. Дружинин И.П. Фациально-циклический анализ в палеогеографии и стратиграфии немых терригенных толщ неогея с
рудами пластового типа // Бюллетень МОИП. Отд. геол. –
1982. – Т. 51, вып. 1. – С. 73–88.
32. Еганов Э.А., Советов Ю.К. Каратау – модель региона
фосфоритонакопления. – Новосибирск: Наука, 1979. – 190 с.
33. Жемчужников Ю.А. Цикличность строения угленосность толщ, периодичность осадконакопления и методы их изучения. – М.: Изд-во АН СССР, 1947. – С. 7–18.
34. Жемчужников Ю.А. Сходство и различия между фациальным, фациально-циклическим и фациально-геотектоническим методами изучения угленосных толщ // Изв. АН СССР. Сер.
Геология. – 1958. – № 1. – С. 3–11.
35. Журавлев Ю.И. Об алгебраическом подходе к решению задач распознавания и классификации // Проблемы кибернетики. – М.: Наука, 1978. – Вып. 33. – С. 5–68.
36. Иванов Г.А. Методика фациально-геотектонического анализа угленосных отложений и применение её в практике геологоразведочных работ. – М.: Изд-во АН СССР, 1956. – С. 127–152.
115
37. Ингерман В.Г. Автоматизированная интерпретация результатов геофизических исследований скважин. – М.: Недра,
1981. – 224 с.
38. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа
скважин. – М.: Недра, 1978. – 389 с.
39. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. – М.: Недра, 1984. – 256 с.
40. Карогодин Ю.Н. Региональная стратиграфия (системный аспект). – М.: Недра, 1985. – 179 с.
41. Карогодин Ю.Н., Гайдебурова Е.Л. Системные исследования слоевых ассоциаций нефтегазоносных бассейнов. – Новосибирск: Наука, 1985. – 110 с.
42. Карогодин Ю.Н. Введение в нефтяную литмологию. –
Новосибирск: Наука, 1990. – 240 с.
43. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. – М.: Недра, 1973. – 368 с.
43. Косков, В.Н. Автоматизированная интерпретация данных геофизических исследований скважин при моделировании
геологических объектов: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм.
гос. техн. ун-та, 2008. – 204 с.
44. Кореневский С.М. Марганец в галогенных формациях
и вмещающих их толщах // Литология и полезные ископаемые. – 1973. – № 4. – С. 71–77.
45. Ископаемые органогенные постройки, рифы, методы их
изучения и нефтегазоносность / И.К. Королюк, М.В. Михайлова
[и др.]. – М.: Наука, 1975. – 275 с.
46. Косков В.Н., Шурубор Ю.В. Опыт литолого-стратиграфической интерпретации данных ГИС с помощью ЭВМ. – Пермь:
Перм. кн. изд-во, 1989. – 58 с.
47. Косков В.Н. Основы машинной интерпретации данных
геофизических исследований нефтегазовых скважин / Перм. гос.
ун-т. – Пермь, 1995. – 132 с.
48. Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования
скважин и интерпретация данных ГИС: учеб. пособие. – Пермь:
Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. – 317 с.
116
49. Косков В.Н., Кочнева О.Е. Использование промысловогеофизических данных для детального описания отложений среднего карбона // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 6 – С. 22–25.
50. Косков В.Н., Кочнева О.Е. Литолого-фациальное расчленение башкирских отложений по данным промыслово-геофизических исследований скважин // Вестник Перм. ун-та. Геология. – 2012. – № 4 (17). – С. 30–38.
51. Косыгин Ю.А. Тектоника. – М.: Недра, 1983. – 536 с.
52. Кочнева О.Е. Биолитмостратиграфия среднекаменноугольных отложений Кизеловского и Вишерского районов на Западном Урале: дис… канд. геол.-мин. наук. – Пермь, 1999. – 183 с.
53. Кочнева О.Е. О связи продуктивных пластов башкирского яруса с элементарными циклитами в Пермском Прикамье //
Литология и нефтегазоносность карбонатных отложений: материалы Второго Всерос. симпозиума по ископаемым и рифам. –
Сыктывкар, 2001. – С. 35–36.
54. Крашенинников Г.Ф. Фации, генетические типы и формации // Изв. АН СССР. Сер. Геология. – 1962. – № 8. – С. 3–13.
55. Крашенинников Г.Ф. Учение о фациях. – М.: Высш.
шк., 1971. – 367 с.
56. Кузнецов В.Г. Природные резервуары нефти и газа карбонатных отложений. – М.: Недра, 1992. – 240 с.
57. Лисицын А.П. Осадкообразование в океанах. – М.: Наука, 1974. – 344 с.
58. Лонгвиненко Н.В. Петрография осадочных пород. – М.:
Высш. шк., 1974. – 400 с.
59. Ляпунов А.А. В чем состоит системный подход к изучению реальных объектов сложной природы? // Системные исследования. Ежегодник. – М.: Наука. 1972. – С. 5–17.
60. Македонов А.В. Современные конкреции в осадках
и почвах. – М.: Наука, 1966. – 284 с.
61. Максимович Г.А., Быков В.Н. Классификация карбонатных коллекторов // Тр. Перм. фил. Гипровостокнефть. – 1969. –
Вып. 4. – С. 103–121.
117
62. Малиновский А.А. Теория структур и ее место в системном подходе // Системные исследования. Ежегодник. – М.:
Наука, 1970. – С. 10–31.
63. Меннер В.В. Редкие события в геологии // Природа. –
1986. – № 1. – С. 53.
64. Никаноров С.П. Системный анализ и системный подход // Системные исследования: Ежегодник. – М.: Наука, 1971. –
С. 55–71.
65. Наливкин Д.В. Учение о фациях. – М.: Изд-во АН СССР,
1956. – Ч. I. – 534 с.; Ч. II. – 393 с.
66. Овчаренко А.В. Поиски и разведка залежей нефти и газа
в карбонатных комплексах древних платформ. – М.: Недра, 1985.
67. Ожгибесов В.П. Фации: новая система терминов в классическом подходе решения стратиграфических и палеогеографических задачах / Перм. ун-т. – Пермь, 2001. – 7 с.
68. Определения понятия системы и системного подхода //
Системные исследования. Ежегодник. – М.: Наука, 1970. –
С. 32–65.
69. Осадочные фации в геологической истории: доклады
и дискуссия на сессии Американского геологического общества /
под ред. и с предисл. В.Е. Хаина. – М.: ИЛ, 1953. – 245 с.
70. Пирсон С.Дж. Справочник по интерпретации данных
каротажа. – М.: Недра, 1966. – 413 с.
71. Рапопорт А. Различные подходы к общей теории систем // Системные исследования. Ежегодник. – М.: Наука, 1969. –
С. 55–79.
72. Попов В.И. Литология кайнозойских моласс Средней
Азии. – Ташкент: Изд-во АН УзССР. – Т. 1: 1954. – 524 с.; Т. 2:
1956. – 313 с.
73. Пустовалов Л.В. Петрография осадочных пород. – М.;
Л.: Гостоптехиздат, 1940. – Ч. 1. – 476 с.
74. Решение регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы (Ленинград, 1988 г.) с региональными схемами / Рассмотрено и утв.
Межвед. стратигр. комитетом 26 янв. 1989 г. – 1990.
118
75. Романовский С.И. Николай Алексеевич Головкинский
(1834–1897). – Л.: Наука, 1979. – 192 с.
76. Романовский С.И. Динамические режимы осадконакопления. – Л.: Недра, 1985. – 263 с.
77. Рухин Л.Б. Основы общей палеографии. – Л.: Гостоптехиздат, 1965. – 378 с.
78. Садовский В.Н. Основания общей теории систем. Логико-методологический анализ. – М.: Наука, 1974. – 279 с.
79. Сидоров А.Д. Разрывные нарушения карбонатных толщ
передовых складок Урала / ИГ и РГИ. – М., 1994. – С. 73–84.
80. Системные исследования в геологии // Тр. МИНГ им.
Губкина. – М., 1988. – Вып. 213. – 138 с.
81. Системный подход в геологии. – М.: Наука, 1989. – 221 с.
82. Слатвинская Е.А. Цикличность в угленосном карбоне
Карагандинского бассейна // Докл. АН СССР. – 1967. – № 1. –
С. 168–169.
83. Сохранов Н.Н. Машинные методы обработки и интерпретации результатов геофизических исследований скважин. –
М.: Недра, 1973. – 232 с.
84. Современные и ископаемые рифы. Термины и определения: справочник / И.Т. Журавлева, В.Н. Космынин [и др.]. –
М.: Недра, 1990. – 317 с.
85. Сорокин В.С. Этапы развития Северо-Запада Русской
платформы в франкском веке. – Рига: Зинатне, 1978. – 283 с.
86. Страхов Н.М. О периодичности и необратимой эволюции осадкообразования в истории Земли // Изд-во АН СССР.
Сер. Геология. – 1949. – № 6. – С. 70–112.
87. Страхов Н.М. Основы теории литогенеза. – М.: Изд-во
АН СССР, 1960. – Т 1. – 387 с.; Т 2. – 317 с.
88. Труды Института геологических наук АН СССР. Угольн.
сер. – 1947. – Вып. 90. – 240 с.
89. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории: пер. с англ. / под ред. В.Т. Фролова. – М.: Недра, 1980. –
463 с.
119
90. Урманцев Ю.А. Общая теория систем: Состояние, приложения, перспективы развития // Система. Гармония. – М.:
Мысль, 1988. – С. 38–123.
91. Хаин В.Е. Цикличность и геотектоника // Основные теоретические вопросы цикличности седиментогенеза. – М., 1977. –
С. 213–221.
92. Хант Э. Искусственный интеллект. – М.: Мир, 1978. –
558 с.
93. Хворова И.В. Атлас карбонатных пород среднего и
верхнего карбона Русской платформы. – М.: Изд-во АН СССР,
1958. – 170 с.
94. Шарапов И.П. Логический анализ некоторых проблем
геологии. – М.: Недра, 1977. – 144 с.
95. Шестакова М.Ф. Башкирские отложения бассейна реки
Чусовой в районе пос. Староуткинска // Опорные разрезы карбона Урала: сб. по вопр. стратигр; УНЦ АН СССР. – Свердловск, 1979. – С. 41–47.
96. Шилов Г.Я. Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным / ВНИИгеосистем. – М., 2001. – 394 с.
97. Шурубор Ю.В. Системно-структурное моделирование
разработки нефтяных и газовых месторождений (концептуальные основы; балансные, статистические и балансно-статистические методы, их алгоритмическое и программное обеспечение) / Перм. политехн. ин-т. – Пермь, 1991. – 42 с.
98. Шурубор Ю.В., Наборщиков В.П., Русанова Г.Л. Псевдостатистический метод обработки данных площадных геохимических съемок рудоносных территорий // Методы интерпретации результатов литохимических поисков. – М.: Наука,
1987. – С. 38–44.
99. Щербаков О.А. Закономерности пространственного распределения осадков в каменноугольных морях Западного Урала //
Геология и геофизика нефтегазоносных областей: сб. науч. ст. –
Уфа, 1982. – С. 83–92.
120
100. Щербаков О.А., Щербакова М.В., Кочнева О.Е. Сверхдробное расчленение отложений и их детальная корреляция на
основе биолитмостратиграфического метода (на примере девона
и карбона Урала) // Геология. Изв. отд. наук о Земле и экологии. –
Уфа: Изд-во АН РБ, 1997. – № 1. – С. 48–58.
101. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. – М.: Недра,
1978. – 215 с.
102. Dott Jr.R.H. Superimposed rhythmic stratigraphic patterns in mobile belts Kansas // Bull. Geol. Surv. – Kansas, 1964. –
P. 69–85.
103. Kuenen Ph.H. Significal features of graded bedding // Bull
Amer. Assoc. Petrol. Geol. – 1953. – Vol. 37. – No. 5. – P. 1044–1066.
104. Moore D. Sedimentation unitsер in sandtones of the
Yoredale Series (Lower Carboniferous) of Yorkshire, England –
J. Sediment. Petrol, 1960. – P. 218–227.
105. Nowberriy J.S. Cycles of deposition in America Sedimentary rocks // Proc. Amer. Assoc. Adw. Sci. – 1872. – Vol. 22. –
P. 97–135.
106. Pruvost P. Sedimentation et subsidence // Livre jubilaire
Centen sire Soc. Geol. France P. – 1930. – P. 1830–1930.
107. Weller J.M. Cyclical sedimentation in the Pensylvanian
period and its significance // J. Geol. – 1930. – Vol. 38. – No. 2. –
P. 97–135.
121
Учебное издание
Косков Владимир Николаевич,
Кочнева Ольга Евгеньевна
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
СКВАЖИН ПРИ ФАЦИАЛЬНО-ЦИКЛИЧЕСКОМ
ИЗУЧЕНИИ БАШКИРСКИХ КАРБОНАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ
Учебное пособие
Редактор и корректор И.А. Мангасарова
Подписано в печать 20.01.2014. Формат 60×90/16.
Усл. печ. л. 7,75. Тираж 50 экз. Заказ № 3/2014.
Издательство
Пермского национального исследовательского
политехнического университета.
Адрес: 614990, г. Пермь, Комсомольский проспект, 29, к. 113.
Тел. (342) 219-80-33.
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
85
Размер файла
7 586 Кб
Теги
геофизической, циклические, 154, скважин, исследование, изучены, фациально
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа