КАРОТАЖНИК-2013

Форум » ОБСУЖДЕНИЯ - DISCUSSIONS » КАРОТАЖНИК-2013 » Ответить

КАРОТАЖНИК-2013

bne: Наверное имеет смысл (даже для самого себя) вести мониторинг выпусков КАРОТАЖНИКА в отдельном топике Жаль, сразу не сообразил - было бы теперь что просматривать КАРОТАЖНИК К сожалению, не все номера одинаково интересны С Сайта можно скачивать оглавление номера (правда с запаздыванием) Продолжение топика начатого по ссылкам (от ранних номеров к поздним): http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000124-000 http://www.petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000112-000 http://www.petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000120-000 http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000124-000 http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000136-000 http://petrophysics.borda.ru/?1-8-0-00000005-000 до 190(1) http://petrophysics.borda.ru/?1-4-0-00000131-000 Предыдущий топик за 2012 год http://petrophysics.borda.ru/?1-8-0-00000012-000

Ответов - 33

bne: В выпуске: Производственный опыт Ч. А. Гаджиев. Изучение выработанности горизонта ПК-3 Продуктивной толщи месторождения Нефт Дашлары Южно-Каспийского бассейна............................................. 3 М. Ю. Еланский, О. А. Богданов. Петрофизическая основа определения абсолютной проницаемости неокомских отложений Ямбургского и Заполярного месторождений углеводородов по данным геофизики ................13 В. А. Андрущенко, В. Н. Кургaнский, В. Г. Бугрий, П. Т. Сиротенко. Cейсмоакустические методы решения геолого-геофизических и технологических задач в процессе бурения нефтегазовых скважин............................ 24 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов И. А. Мельник. Геофизические критерии низкоомных интервалов в зонах миграции нефтегазовых флюидов ................................ 39 Я. И. Биндер, П. А. Клюшкин. Анализ гистерезисных и нестационарных явлений в феррозондовом скважинном магнитометре однокатушечного типа..................................... 57 Э. М. Симкин. Механизм комбинированного пароциклического и физико-химического воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения нефтеотдачи............................... 68 А. Н. Некрасов. Учет влияния диаметра скважины при интерпретации данных двухзондовых приборов нейтронного каротажа.............................................. 77 Научно--экономические обзоры Я. Н. Басин. Две стороны медали рыночной промысловой геофизики. Промысловая геофизика в бывшем СССР, в современной России и в США........................... 81 Дискуссионный клуб М. И. Эпов, В. Н. Глинских, К. В. Сухоруковa, И. В. Суродинa. “Прорыв” в индукционном каротаже не состоялся ......................... 99 Информационные сообщения А. М. Блюменцев, Э. Г. Урманов, А. Л. Поляченко. Последние разработки ГНЦ РФ “ВНИИгеосистем” в области обработки и интерпретации данных ядерно-геофизических методов исследований нефтегазовых скважин ...................121 В. Г. Топорков, М. П. Бондаренко. Специализированные центрифуги для петрофизических исследований ..................... 127 Аппаратура ООО “Геосенсор”................................... 133 Итоги VII Российско-китайского симпозиума “Новые техника и технологии в нефтегазовой промышленности” ............................. 134 Наши поздравления Владимиру Григорьевичу Фоменко – 65 лет!........................... 140 Сведения об авторах............................... 143 Abstracts.......................................... 151 Предметный указатель материалов, опубликованных НТВ “Каротажник” в 2012 г. .............154 Авторский указатель публикаций НТВ “Каротажник” в 2012 г. ..................................... 170 АННОТАЦИИ Ч. А. Гаджиев Институт геологии НАНА ИЗУЧЕНИЕ ВЫРАБОТАННОСТИ ГОРИЗОНТА ПК-3 ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТ ДАШЛАРЫ ЮЖНО--КАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА Представлены обоснование и разрешающие возможности метода комплексной площадной интерпретации трех видов геофизической и геолого-промысловой информации, накопленной при бурении и исследовании скважин с целью контроля разработки объекта. Для интерпретации данных ГИС использованы программы DV-Seis Geo, определены петрофизические параметры скважин и впервые построены трехмерные геомодели значений пористости, начальной и текущей нефтенасыщенностей объекта исследования. Кроме графических построений изложены результаты анализа и обобщения данных о начальном и остаточном запасах нефти, а также результаты заводнения коллекторов. Представлены выводы и рекомендации по совершенствованию процесса разработки месторождения с целью достижения максимального коэффициента конечной нефтеотдачи и извлечения остаточного запаса углеводородного сырья. Ключевые слова: нефть, месторождение, пористость, геомодель, каротаж, интерпретация, приемистость. Литература 1. Алиханов Э. Н. Нефтяные и газовые месторождения Каспийского моря. Баку: Азернешр, 1964. 2. Гаджиев Ч. А. Результаты исследования текущего состояния разработки первого горизонта Подкирмакинской свиты Продуктивной толщи месторождения Нефт Дашлары // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 3 (213). С. 54–65. 3. Гаджиев Ч. А. Результаты разработки второго горизонта Подкирмакинской свиты месторождения Нефт Дашлары // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 5 (215). С. 3–12. М. Ю. Елaнский ООО “Георесурс” О. А. Богдaнов ЗАО “Пaнгея” ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ОСНОВА ОПРЕДЕЛЕНИЯ АБСОЛЮТНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМБУРГСКОГО И ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИКИ На примере неокомских отложений с использованием многомерности петрофизических и геофизических связей рассмотрен способ формирования интерпретационной модели по определению емкостных и фильтрационных свойств, который был использован при построении литологической и параметрической моделей участка залежи Ямбургского и Заполярного нефтегазоконденсатных месторождений. Ключевые слова: месторождение, неокомские отложения, интерпретационная и параметрическая модели, петрофизическая основа, пористость, проницаемость, глинистость, акустический каротаж. Литература 1. Богданов О. А., Еланский М. Ю., Лещева С. Б. Взаимосвязь фильтрационных и емкостных свойств отложений неокома (на примере Ямбургского и Заполярного месторождений) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 11 (209). С. 65–76. 2. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Тверь, 1990. В. А. Андрущенко, В. Н. Кургaнский Киевский нaционaльный университет им. Тaрaсa Шевченко В. Г. Бугрий ЧАО “Центр обрaботки дaнных Нaдрa” П. Т. Сиротенко Укрaинский госудaрственный геологорaзведочный институт CЕЙСМОАКУСТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ГЕОЛОГО--ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН Рассмотрены вопросы современного состояния и применения сейсмоакустических методов сопровождения бурового процесса, в частности виброакустического каротажа и вертикального сейсмического профилирования в процессе бурения. Предложена методика сейсмоакустических исследований в процессе проходки скважины с использованием автономных забойных телеметрических приборов. Ключевые слова: виброакустический каротаж, вертикальное сейсмическое профилирование в процессе бурения, спектральные характеристики колебаний, телеметрические системы. Литература 1. Андрущенко В. А., Курганский В. Н., Бугрий В. Г. Возможности виброакустических исследований процесса бурения при решении геолого-геофизических и технологических задач // Тезисы IX Международной конференции “Геоинформатика: теоретические и прикладные аспекты”. Киев, 2010. 2. Балицкий В. П. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975. 293 с. 3. Бехтерев И. С., Кочнев В. А., Поляков В. С., Гоз И. В. Метод решения навигационной задачи по сейсмическим данным ВСП ПБ // Геофизика. 2000. № 5. С. 16–20. 4. Козюра А. Н. Виброакустический каротаж для прогнозирования механических свойств горных пород в процессе бурения скважин // Технологии нефти и газа. 2004. № 5. С. 61–64. 5. Курганский В. Н. Промысловая геофизика как составная часть геоинформационной системы // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 130–131. С. 135–140. 6. Лукьянов Э. Е., Стрельченко В. В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997. 688 с. 7. Савко В. Г. Прогнозирование геологического разреза на основе интегрированной обработки виброакустической и геолого-технологической информации в процессе бурения: Дис. ... канд. техн. наук. М., 2001. 130 c. 8. Спивак А. И., Попов А. Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1985. 208 с. 9. Стрельченко В. В., Жуков А. М., Моисеенко А. С. и др. Прогнозирование геологического разреза по данным сейсмоакустических исследований в процессе бурения // Нефть, газ и бизнес. 2003. № 2. С. 42–47. 10. Aleotti L., Poletto F., Miranda F. et al. Seismic While-Drilling Technology: Use, Analysis of the Drill-Bit Seismic Source in a Cross-Hole Survey // Geophysical Prospecting. 1999. № 47. P. 25–39. 11. Haldorsen J. B., Miller D. E., Walsh J. J. Walk-away VSP Using Drill Noise as a Source // Geophysics. 1995. № 60. P. 978–997. 12. NavilleCh., SerbutoviezS., ThrooA. et al. Seismic While Drilling (SWD). Techniques with Downhole Measurements // Oil & Gas Science and Technology. Rev. IFP. Vol. 59. № 4. P. 371–403. 13. Meehan R., Miller D., Haldorsen J. et al. Rekindling Interest in Seismic While Drilling //Oilfield Review. 1993. № 5/1. P. 4–13. 14. Poletto F., Miranda F. Seismic While Drilling: Fundamentals of Drill-Bit Seismic for Exploration // Handbook of Geophysical Exploration. Vol. 35. Elsevier. 2004. 546 p. 15. Rector J. W., Marion B. P. The Use of Drill-Bit Energy as a Downhole Seismic Source // Geophysics. 1991. Vol. 56. № 5. P. 628–634. 16. Vasconcelos I., Snieder R. Interferometry by Deconvolution: Part 2: Theory for Elastic Waves and Application to Drill-Bit Seismic Imaging // Geophysics. 2008. Vol. 73. № 3. P. 129–141. И. А. Мельник ТФ ФГУП “СНИИГГиМС” ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НИЗКООМНЫХ ИНТЕРВАЛОВ В ЗОНАХ МИГРАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ФЛЮИДОВ Показана методика выявления низкоомных продуктивных коллекторов на базе переинтерпретации стандартных материалов геофизических исследований скважин и корреляционного анализа. Сопоставление результатов переинтерпретации с результатами структурно-тектонического анализа сейсмических данных и испытаний пластов позволило определить критерии локализации низкоомных интервалов, а также выявить их связь с трещиноватостью пород и соответствующими вторичными геохимическими процессами в горных породах. Ключевые слова: низкоомный коллектор, наложенный эпигенез, флюидомиграция, каротаж, тектонический процесс, структуры, трещины. Литература 1. Вережников В. Н. Избранные главы коллоидной химии. Воронеж: Изд-во Воронежского ГУ, 2011. 237 с. 2. Гзовский М. В. Основы тектонофизики. М.: Наука, 1975. 536 с. 3. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с. 4. Грим Р. Э. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967. 510 с. 5. Ежова А. В. Методы определения нефтенасыщенности низкоомных коллекторов на месторождениях Западно-Сибирской провинции // Геологическое строение и нефтегазоносность отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2006. № 194. С. 153–157. 6. Зарипов О. Г., Сонич В. П. Влияние литологии пород-коллекторов на удельное электрическое сопротивление пластов // Геология и геолого-разведочные работы. 2001. № 9. С. 18–21. 7. Лебедев Б. А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л.: Недра, 1992. 239 с. 8. Мельник И. А. Технология повышения информативности данных ГИС с целью выделения зон наложенного эпигенеза в песчаниках-коллекторах // Вестник Томского ГУ. 2007. № 12. С. 223–227. 9. Мельник И. А. Выделение нефтенасыщенных интервалов на основе переинтерпретации ГИС в низкоомных коллекторах-песчаниках // Нефтяное хозяйство. 2008. № 4. С. 34–36. 10. Мельник И. А. Методика выявления нефтегазоносных объектов в эпигенетически преобразованных коллекторах Западной Сибири // Геофизика. 2012. № 1. С. 31–35. 11. Мельник И. А. Статистический метод выявления низкоомных нефтегазона-сыщенных коллекторов и перспективных зон // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 4 (214). С. 29–42. 12. Ошлакова А. С. Анализ геофизических и эксплуатационных данных низкоомных коллекторов // Известия ТПУ. 2011. Т. 315. № 1. С. 68–72. 13. Пархоменко Э. И. Электрические свойства горных пород. М.: Наука, 1965. 154 с. 14. Семенов В. В., Мельник И. А., Питкевич В. Т. и др. Исследование низкоомных коллекторов с использованием данных кернового материала // Геофизика. 2006. № 2. С. 42–47. 15. Тимурзиев А. И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью): Автореф. дисс. … докт. геол.-мин. наук. М.: ОАО “ЦГЭ”, 2009. 16. Pirson S. J. Elements of Oil Reservoir Engineering, 1st ed. McGraw-Hill Book Company, Inc. New York, 1950. Я. И. Биндер, П. А. Клюшкин ЗАО “СКБ приборов подземной нaвигaции” АНАЛИЗ ГИСТЕРЕЗИСНЫХ И НЕСТАЦИОНАРНЫХ ЯВЛЕНИЙ В ФЕРРОЗОНДОВОМ СКВАЖИННОМ МАГНИТОМЕТРЕ ОДНОКАТУШЕЧНОГО ТИПА Показано, что гистерезисный сдвиг показаний магнитометра в условиях воздействия перепада температур ~150 °С не превышает в угловой мере ±0,25° при одновременном обеспечении долговременной стабильности на уровне ±140 нТл/год. Ключевые слова: скважинный магнитометр, феррозонд, фликкерный магнитный шум, дрейф нуля. Литература 1. Афанасьев Ю. В. Современный уровень точности феррозондовых магнитометров // Метрология. 1985. № 1. С. 49–55. 2. Афанасьев Ю. В. и др. Феррозонды. Л.: Энергия, 1968. 168 с. 3. Биндер Я. И., Денисов В. М., Клюшкин П. А. и др. Экспериментальное исследование работы инклинометра с компенсацией магнитных помех в составе серийной компоновки низа буровой колонны при малом значении параметра приближения к двигателю забойного агрегата // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 1 (199). С. 29–33. 4. Букингем М. Шумы в электронных приборах и системах. М.: Мир, 1986. 398 с. 5. Колачевский Н. Н. Флуктуационные явления в ферромагнитных материалах. М.: Наука, 1985. 181 с. 6. Малахов А. Н. Флуктуации в автоколебательных системах. М.: Наука, 1968. 660 с. 7. Пат. RU 2 290 673 C2. Способ измерения магнитного азимута в скважинном инклинометре (варианты) и устройство для их осуществления. МПК G01V 3/40. БИ № 36. 27.12.2006. 8. Пат. RU. 2330303 C2. Феррозондовый магнитометр. МПК G01R 33/02. БИ № 21. 27.07.2008. Э. М. Симкин Междунaродный университет “Дубнa” МЕХАНИЗМ КОМБИНИРОВАННОГО ПАРОЦИКЛИЧЕСКОГО И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ На основе анализа известных из литературы результатов исследований двух термостойких физико-химических композиций обсуждается механизм их влияния на фильтрационные свойства пласта. Показано, что в комбинации с паротепловым методом в зоне теплового влияния создается малопроницаемый барьер высоковязкого геля, предотвращающий утечку пара по трещинам и высокопроницаемым пропласткам. При этом образуются большие объемы углекислого газа и щелочи, которые оказывают комплексное воздействие на пласт. Ключевые слова: пласт, паротепловое, физико-химическое воздействие, углекислый газ, щелочь, малопроницаемый барьер. Литература 1. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Применение технологий Института химии нефти СО РАН для увеличения нефтеотдачи месторождений Западной Сибири // Труды Международного технологического симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов”. М.: Изд-во Ин-та нефтегазового бизнеса, 2002. С. 164–172. 2. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Стасьева Л. А. Гель-технология ограничения водопритока с применением эфиров целлюлозы при пароциклическом воздействии на залежь высоковязкой нефти // Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса: Материалы XII Международной научно-практической конференции. Владимир: Транзит ИКС, 2008. С. 99–103. 3. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Стасьева Л. А., Алексеев В. Н. Термообратимые полимерные гели для увеличения эффективности пароциклических обработок скважин // Химия нефти и газа: Материалы VI Международной конференции. Томск: Ин-т оптики атмосф. СО РАН, 2006. Т. 1. С. 221–224. 4. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Интенсификация разработки и увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей физико-химическими методами // Интервал. 2008. № 7. С. 18–25. А. Н. Некрaсов ОАО “Пермнефтегеофизикa” УЧЕТ ВЛИЯНИЯ ДИАМЕТРА СКВАЖИНЫ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ДВУХЗОНДОВЫХ ПРИБОРОВ НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА Обсуждаются возможности получения дополнительной информации при интерпретации данных двухзондовых приборов нейтронного каротажа, в частности, определены условия для ввода поправок за диаметр скважины в измеряемую пористость. Ключевые слова: нейтронный каротаж, интерпретация, каверна, вывал. Литература 1. Гайфуллин Я. С., Лысенков А. И. Оценка возможности прогноза диаметра горизонтальной скважины по данным измерений двухзондовыми модификациями нейтрон-нейтронного каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 6 (195). С. 57–62. М. И. Эпов, В. Н. Глинских, К. В. Сухоруковa, И. В. Суродинa Институт нефтегaзовой геологии и геофизики СО РАН “ПРОРЫВ” В ИНДУКЦИОННОМ КАРОТАЖЕ НЕ СОСТОЯЛСЯ Выполнен сравнительный анализ возможностей зондов ИКН-2 и ВИКИЗ, основанный на точных решениях прямых задач в реалистичных моделях. Показано, что выводы, приведенные в [2], нуждаются в серьезной корректировке. Ключевые слова: индукционный каротаж, электромагнитный каротаж, пространственное разрешение, погрешности измерений. Литература 1. Антонов Ю. Н. Изопараметрическое каротажное зондирование // Геология и геофизика. 1980. № 6. С. 81–91. 2. Булатов А. В., Зимовец С. В., Юхлин В. И. Метод многочастотного индукционного зондирования ИКН-М2 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 6 (216). С. 87–106. 3. Кауфман А. А. Теория индукционного каротажа. Новосибирск: Наука, Сибирское отделение. 1965. 236 с. 4. Плюснин М. И. Индукционный каротаж. М.: Недра, 1968. 142 с. 5. Эпов М. И., Глинских В. Н. Электромагнитный каротаж: моделирование и инверсия. Новосибирск: Академическое изд-во “Гео”, 2005. 98 с. 6. Эпов М. И., Каюров К. Н., Ельцов И. Н. и др. Новый аппаратурный комплекс геофизического каротажа СКЛ и программно-методические средства интерпретации EMF Pro // Бурение и нефть. 2010. № 2. С. 16–19. 7. Doll H. G. Introduction to Induction Logging and Application to Logging of Wells Drilled with Oil Base Mud // J. Petroleum Technology. 1946. Vol. 6. № 4. P. 148–162.

bne: АННОТАЦИИ М. Ю. Елaнский ООО “Георесурс” О. А. Богдaнов ЗАО “Пaнгея” ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ОСНОВА ОПРЕДЕЛЕНИЯ АБСОЛЮТНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМБУРГСКОГО И ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИКИ На примере неокомских отложений с использованием многомерности петрофизических и геофизических связей рассмотрен способ формирования интерпретационной модели по определению емкостных и фильтрационных свойств, который был использован при построении литологической и параметрической моделей участка залежи Ямбургского и Заполярного нефтегазоконденсатных месторождений. Ключевые слова: месторождение, неокомские отложения, интерпретационная и параметрическая модели, петрофизическая основа, пористость, проницаемость, глинистость, акустический каротаж. Литература 1. Богданов О. А., Еланский М. Ю., Лещева С. Б. Взаимосвязь фильтрационных и емкостных свойств отложений неокома (на примере Ямбургского и Заполярного месторождений) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 11 (209). С. 65–76. 2. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Тверь, 1990. M. Yu. Elansky, O. A. Bogdanov PETROPHYSICAL BASIS FOR EVALUATION OF THE ABSOLUTE PERMEABILITY OF THE NEOKOMIAN SEDIMENTS IN YAMBURGSKOE AND ZAPOLYARNOE HYDROCARBON FIELDS (FROM GEOPHYSICAL DATA) A method for interpretation simulation to evaluate the filtration and capacity properties of the rocks using multidimensional petrophysical and geophysical relations has been considered on an example of Neokomian deposits. This method has been used in lithology and parameter simulations of a deposit plot in Yamburgskoe and Zapolyarnoe oil and gas condensate fields. Key words: field, Neokomian sediments, interpretation and parameter simulations, petrophysical basis, porosity, permeability, clay content, sonic log. 13 Literatura 1. Bogdanov O. A., Elanskiyj M. Yu., Letheva S. B. Vzaimosvyazj filjtracionnihkh i emkostnihkh svoyjstv otlozheniyj neokoma (na primere Yamburgskogo i Zapolyarnogo mestorozhdeniyj) // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2011. Vihp. 11 (209). S. 65–76. 2. Metodicheskie rekomendacii po opredeleniyu podschetnihkh parametrov zalezheyj nefti i gaza po materialam geofizicheskikh issledovaniyj skvazhin s privlecheniem rezuljtatov analiza kerna, oprobovaniyj i ispihtaniyj produktivnihkh plastov. Tverj, 1990. ==================================== И. А. Мельник ТФ ФГУП “СНИИГГиМС” ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НИЗКООМНЫХ ИНТЕРВАЛОВ В ЗОНАХ МИГРАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ФЛЮИДОВ Показана методика выявления низкоомных продуктивных коллекторов на базе переинтерпретации стандартных материалов геофизических исследований скважин и корреляционного анализа. Сопоставление результатов переинтерпретации с результатами структурно-тектонического анализа сейсмических данных и испытаний пластов позволило определить критерии локализации низкоомных интервалов, а также выявить их связь с трещиноватостью пород и соответствующими вторичными геохимическими процессами в горных породах. Ключевые слова: низкоомный коллектор, наложенный эпигенез, флюидомиграция, каротаж, тектонический процесс, структуры, трещины. Литература 1. Вережников В. Н. Избранные главы коллоидной химии. Воронеж: Изд-во Воронежского ГУ, 2011. 237 с. 2. Гзовский М. В. Основы тектонофизики. М.: Наука, 1975. 536 с. 3. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с. 4. Грим Р. Э. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967. 510 с. 5. Ежова А. В. Методы определения нефтенасыщенности низкоомных коллекторов на месторождениях Западно-Сибирской провинции // Геологическое строение и нефтегазоносность отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2006. № 194. С. 153–157. 6. Зарипов О. Г., Сонич В. П. Влияние литологии пород-коллекторов на удельное электрическое сопротивление пластов // Геология и геолого-разведочные работы. 2001. № 9. С. 18–21. 7. Лебедев Б. А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л.: Недра, 1992. 239 с. 8. Мельник И. А. Технология повышения информативности данных ГИС с целью выделения зон наложенного эпигенеза в песчаниках-коллекторах // Вестник Томского ГУ. 2007. № 12. С. 223–227. 9. Мельник И. А. Выделение нефтенасыщенных интервалов на основе переинтерпретации ГИС в низкоомных коллекторах-песчаниках // Нефтяное хозяйство. 2008. № 4. С. 34–36. 10. Мельник И. А. Методика выявления нефтегазоносных объектов в эпигенетически преобразованных коллекторах Западной Сибири // Геофизика. 2012. № 1. С. 31–35. 11. Мельник И. А. Статистический метод выявления низкоомных нефтегазона-сыщенных коллекторов и перспективных зон // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 4 (214). С. 29–42. 12. Ошлакова А. С. Анализ геофизических и эксплуатационных данных низкоомных коллекторов // Известия ТПУ. 2011. Т. 315. № 1. С. 68–72. 13. Пархоменко Э. И. Электрические свойства горных пород. М.: Наука, 1965. 154 с. 14. Семенов В. В., Мельник И. А., Питкевич В. Т. и др. Исследование низкоомных коллекторов с использованием данных кернового материала // Геофизика. 2006. № 2. С. 42–47. 15. Тимурзиев А. И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью): Автореф. дисс. … докт. геол.-мин. наук. М.: ОАО “ЦГЭ”, 2009. 16. Pirson S. J. Elements of Oil Reservoir Engineering, 1st ed. McGraw-Hill Book Company, Inc. New York, 1950. I. A. Melnik GEOPHYSICAL CRITERIA FOR LOW-RESISTIVITY INTERVALS IN OIL AND GAS FLUIDS MIGRATION ZONES A procedure for revealing low-resistance productive reservoirs through reinterpretation of standard logs and correlation analysis of logs has been shown. Comparison between the reinterpretation results and the results of the structure and tectonics analysis of the seismic data, as well as formation tests has allowed specifying criteria for low-resistance intervals localization, as well as elucidating their relationship with the rock fracturing and corresponding secondary geochemical processes in the rock. Key words: low-resistance reservoir, overlaid epigenesis, fluid migration, well logging, tectonic process, structures, fractures. 39 Literatura 1. Verezhnikov V. N. Izbrannihe glavih kolloidnoyj khimii. Voronezh: Izd-vo Voronezhskogo GU, 2011. 237 s. 2. Gzovskiyj M. V. Osnovih tektonofiziki. M.: Nauka, 1975. 536 s. 3. Golf-Rakht T. D. Osnovih neftepromihslovoyj geologii i razrabotki trethinovatihkh kollektorov. M.: Nedra, 1986. 608 s. 4. Grim R. Eh. Mineralogiya i prakticheskoe ispoljzovanie glin. M.: Mir, 1967. 510 s. 5. Ezhova A. V. Metodih opredeleniya neftenasihthennosti nizkoomnihkh kollektorov na mestorozhdeniyakh Zapadno-Sibirskoyj provincii // Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnostj otlozheniyj yugo-vostoka Zapadno-Sibirskoyj plitih. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 2006. № 194. S. 153–157. 6. Zaripov O. G., Sonich V. P. Vliyanie litologii porod-kollektorov na udeljnoe ehlektricheskoe soprotivlenie plastov // Geologiya i geologo-razvedochnihe rabotih. 2001. № 9. S. 18–21. 7. Lebedev B. A. Geokhimiya ehpigeneticheskikh processov v osadochnihkh basseyjnakh. L.: Nedra, 1992. 239 s. 8. Meljnik I. A. Tekhnologiya povihsheniya informativnosti dannihkh GIS s celjyu vihdeleniya zon nalozhennogo ehpigeneza v peschanikakh-kollektorakh // Vestnik Tomskogo GU. 2007. № 12. S. 223–227. 9. Meljnik I. A. Vihdelenie neftenasihthennihkh intervalov na osnove pereinterpretacii GIS v nizkoomnihkh kollektorakh-peschanikakh // Neftyanoe khozyayjstvo. 2008. № 4. S. 34–36. 10. Meljnik I. A. Metodika vihyavleniya neftegazonosnihkh objhektov v ehpigeneticheski preobrazovannihkh kollektorakh Zapadnoyj Sibiri // Geofizika. 2012. № 1. S. 31–35. 11. Meljnik I. A. Statisticheskiyj metod vihyavleniya nizkoomnihkh neftegazona-sihthennihkh kollektorov i perspektivnihkh zon // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2012. Vihp. 4 (214). S. 29–42. 12. Oshlakova A. S. Analiz geofizicheskikh i ehkspluatacionnihkh dannihkh nizkoomnihkh kollektorov // Izvestiya TPU. 2011. T. 315. № 1. S. 68–72. 13. Parkhomenko Eh. I. Ehlektricheskie svoyjstva gornihkh porod. M.: Nauka, 1965. 154 s. 14. Semenov V. V., Meljnik I. A., Pitkevich V. T. i dr. Issledovanie nizkoomnihkh kollektorov s ispoljzovaniem dannihkh kernovogo materiala // Geofizika. 2006. № 2. S. 42–47. 15. Timurziev A. I. Noveyjshaya sdvigovaya tektonika osadochnihkh basseyjnov: tektonofizicheskiyj i flyuidodinamicheskiyj aspektih (v svyazi s neftegazonosnostjyu): Avtoref. diss. … dokt. geol.-min. nauk. M.: OAO “CGEh”, 2009. 16. Pirson S. J. Elements of Oil Reservoir Engineering, 1st ed. McGraw-Hill Book Company, Inc. New York, 1950. ====== Сведения об авторах Басин Яков Наумович Доктор геол.-минер. наук, профессор, чл.-кор. РАЕН, член ЕАГО, SPWLA. Окончил в 1952 г. МГРИ. Работал во ВНИИ минерального сырья, Киргизском геологоуправлении, ВНИИгеофизики, ВНИИЯГГ, ВНИИгеосистем, в компании “ПетроАльянс”. Основной вклад в отечественную геофизику – разработка серийной аппаратуры и методики нейтронных исследований нефтегазовых скважин, методики подсчета запасов и контроля разработки месторождений нефти и газа. Автор более 250 научных публикаций, 5 монографий, 38 изобретений. Награжден орденом “Знак Почета”, 3 государственными медалями, 5 медалями ВДНХ. В настоящее время проживает и работает в США. Блюменцев Аркадий Михайлович Директор Института метрологии РАЕН, заведующий лабораторией метрологии и стандартизации геофизических информационных технологий ВНИИгеосистем, д. т. н., профессор, академик РАЕН. Окончил в 1955 г. Казанский государственный университет им. В. И. Ульянова (Ленина). Научные интересы – геофизические исследования скважин, стандартизация, метрология и сертификация при геологическом изучении, использовании и охране недр. Автор более 200 научных публикаций. Богданов Олег Александрович Начальник Департамента газовых проектов ЗАО “Пангея”. Окончил в 2003 г. Московский государственный геологоразведочный университет по специальности “геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых”. Научные интересы – моделирование залежей углеводородов, мониторинг разработки газовых месторождений. Автор более 10 научных публикаций. Еланский Михаил Юрьевич Начальник сектора интерпретации данных ГИС НПФ “Инжиниринговый центр” ООО “Георесурс”. Окончил в 1992 г. Московский горный институт, физико-технический факультет, по специальности “горный инженер-физик”. Научные интересы – петрофизика горных пород, методы комплексной интерпретации данных ГИС, определение ФЕС пластов-коллекторов, построение геологических моделей. Автор трех публикаций. Курганский Валерий Никитич Профессор кафедры геофизики Киевского национального университета им. Т. Шевченко, д. г.-м. н., действительный член УНГА. Окончил в 1962 г. Грозненский нефтяной институт. Научные интересы – петрофизика и геофизика сложнопостроенных коллекторов нефти и газа. Автор более 125 научных публикаций, монографии, учебно-методических пособий. Мельник Игорь Анатольевич Заведующий лабораторией интерпретации материалов ГИС ТФ ФГУП “СНИИГГиМС”, к. г.-м. н. Окончил в 1986 г. Томский политехнический институт. Научные интересы – разработка новых технологий в области прикладной геофизики с целью поиска УВ-сырья. Автор более 40 публикаций и одной монографии. Тел. (3822) 24-41-26 Некрасов Алексей Николаевич Ведущий геофизик ОАО “Пермнефтегеофизика”, ассистент кафедры геофизики Пермского государственного университета. Окончил в 2005 г. геологический факультет Пермского ГУ. Научные интересы – интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. Автор нескольких научных публикаций. Тел. (342) 269-02-82, 269-41-35 доп. 173 Поляченко Анатолий Львович Заведующий лабораторией ВНИИгеосистем, д. ф.-м. н., профессор, действительный член РАЕН. Окончил в 1960 г. МГУ, физический факультет. Научные интересы – методы интерпретации и оптимизации ядерной геофизики, математическое моделирование полей ГИС в скважинах, вычислительная геофизика. Автор свыше 120 публикаций, 7 монографий и справочников. E-mail: PolyachenkoAL@mtu-net.ru Симкин Эрнст Михайлович Главный научный сотрудник ОАО “ВНИИнефть им. А. П. Крылова”, д. т. н., профессор Международного университета “Дубна”, действительный член EAGE, РАЕН и ЕАЕН. Кавалер Мальтийского Рыцарского Ордена Св. Иоанна Крестителя. Автор более 20 книг и 320 публикаций в области термо- и гидродинамики, разработки нефтяных и газовых месторождений и экологической геофизики. Тел. (495) 748-39-92, доб. 7452 E-mail: ESimkin@vniineft.ru Топорков Владимир Георгиевич Главный геолог “Арктик-ГЕРС”, д. г.-м. н. Окончил в 1972 г. Московский геологоразведочный институт. Научные интересы – петрофизика, ГИС, геология. Автор 4 изобретений и более 60 публикаций в отечественной и зарубежной литературе. Тел. (4822) 74-42-55 Урманов Энгель Габдрауфович Главный научный сотрудник ГНЦ РФ ВНИИгеосистем, д. т. н. Окончил в 1965 г. Башкирский государственный университет. Научные интересы – аппаратурно-методическое обеспечение измерений в нефтегазовых скважинах ядерными геофизическими методами. Автор свыше 120 научных публикаций и изобретений.

bne: М. Ю. Елaнский ООО “Георесурс” О. А. Богдaнов ЗАО “Пaнгея” ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ ОСНОВА ОПРЕДЕЛЕНИЯ АБСОЛЮТНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЯМБУРГСКОГО И ЗАПОЛЯРНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИКИ На примере неокомских отложений с использованием многомерности петрофизических и геофизических связей рассмотрен способ формирования интерпретационной модели по определению емкостных и фильтрационных свойств, который был использован при построении литологической и параметрической моделей участка залежи Ямбургского и Заполярного нефтегазоконденсатных месторождений. Ключевые слова: месторождение, неокомские отложения, интерпретационная и параметрическая модели, петрофизическая основа, пористость, проницаемость, глинистость, акустический каротаж. Литература 1. Богданов О. А., Еланский М. Ю., Лещева С. Б. Взаимосвязь фильтрационных и емкостных свойств отложений неокома (на примере Ямбургского и Заполярного месторождений) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 11 (209). С. 65–76. 2. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Тверь, 1990. ================== Авторы предложили использовать параметр Pгл=A*(ETAгл)^B, где ETAгл=Кгл/(Кгл+Кп) - классика по Вендельштейну Далее (опять по классике) связывают ETAгл с дифференциацией связи Кво(Кп) и с Кпр Кпр=0ю0009*ETAгл^-6.3 (видимо регрессия) Оно вроде и неплохо если глинистость хорошо определена, и по их отложениям похоже так и есть Далее вводят связь ETAгл с геофизическими параметрами ETAгл=0.003*(286.4-DT)/ALPHASP^(0.001*(DT+395) И вроде похожее регрессионное уравнение подтверждается иллюстрацией Далее рассчитывают проницаемость подставляя это ETAгл в уравнение для связи Кпр и ETAгл, приведенное выше ============== Три обстоятельства смущают 1) Надежность определения глинистости, но по сеноману должно быть неплохо 2) Странный показатель степени для Кпр с ETAгл (хорошо бы сравнить с классикой - Кп(1-Кво) и Кво по точности 3) Экзотика, возможно, восходящая к уравнению Фоменко (при этом для ALPHASP=1 мы получаем не ETAгл=0, а ETAгл=0.003*(286.4-DT) ) Кроме того явно должна присутствовать (раз уж есть интервальное время) и глубина залегания Библиография куцая, но много эмпирики, жаль что она отработана апологетично (под собственную идею, а не приближение к поиску закономерностей) И, тем не менее, IMHO интересная работа

bne: И. А. Мельник ТФ ФГУП “СНИИГГиМС” ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ НИЗКООМНЫХ ИНТЕРВАЛОВ В ЗОНАХ МИГРАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ФЛЮИДОВ Показана методика выявления низкоомных продуктивных коллекторов на базе переинтерпретации стандартных материалов геофизических исследований скважин и корреляционного анализа. Сопоставление результатов переинтерпретации с результатами структурно-тектонического анализа сейсмических данных и испытаний пластов позволило определить критерии локализации низкоомных интервалов, а также выявить их связь с трещиноватостью пород и соответствующими вторичными геохимическими процессами в горных породах. Ключевые слова: низкоомный коллектор, наложенный эпигенез, флюидомиграция, каротаж, тектонический процесс, структуры, трещины. Литература 1. Вережников В. Н. Избранные главы коллоидной химии. Воронеж: Изд-во Воронежского ГУ, 2011. 237 с. 2. Гзовский М. В. Основы тектонофизики. М.: Наука, 1975. 536 с. 3. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. 608 с. 4. Грим Р. Э. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967. 510 с. 5. Ежова А. В. Методы определения нефтенасыщенности низкоомных коллекторов на месторождениях Западно-Сибирской провинции // Геологическое строение и нефтегазоносность отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2006. № 194. С. 153–157. 6. Зарипов О. Г., Сонич В. П. Влияние литологии пород-коллекторов на удельное электрическое сопротивление пластов // Геология и геолого-разведочные работы. 2001. № 9. С. 18–21. 7. Лебедев Б. А. Геохимия эпигенетических процессов в осадочных бассейнах. Л.: Недра, 1992. 239 с. 8. Мельник И. А. Технология повышения информативности данных ГИС с целью выделения зон наложенного эпигенеза в песчаниках-коллекторах // Вестник Томского ГУ. 2007. № 12. С. 223–227. 9. Мельник И. А. Выделение нефтенасыщенных интервалов на основе переинтерпретации ГИС в низкоомных коллекторах-песчаниках // Нефтяное хозяйство. 2008. № 4. С. 34–36. 10. Мельник И. А. Методика выявления нефтегазоносных объектов в эпигенетически преобразованных коллекторах Западной Сибири // Геофизика. 2012. № 1. С. 31–35. 11. Мельник И. А. Статистический метод выявления низкоомных нефтегазона-сыщенных коллекторов и перспективных зон // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 4 (214). С. 29–42. 12. Ошлакова А. С. Анализ геофизических и эксплуатационных данных низкоомных коллекторов // Известия ТПУ. 2011. Т. 315. № 1. С. 68–72. 13. Пархоменко Э. И. Электрические свойства горных пород. М.: Наука, 1965. 154 с. 14. Семенов В. В., Мельник И. А., Питкевич В. Т. и др. Исследование низкоомных коллекторов с использованием данных кернового материала // Геофизика. 2006. № 2. С. 42–47. 15. Тимурзиев А. И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью): Автореф. дисс. … докт. геол.-мин. наук. М.: ОАО “ЦГЭ”, 2009. 16. Pirson S. J. Elements of Oil Reservoir Engineering, 1st ed. McGraw-Hill Book Company, Inc. New York, 1950. I. A. Melnik GEOPHYSICAL CRITERIA FOR LOW-RESISTIVITY INTERVALS IN OIL AND GAS FLUIDS MIGRATION ZONES A procedure for revealing low-resistance productive reservoirs through reinterpretation of standard logs and correlation analysis of logs has been shown. Comparison between the reinterpretation results and the results of the structure and tectonics analysis of the seismic data, as well as formation tests has allowed specifying criteria for low-resistance intervals localization, as well as elucidating their relationship with the rock fracturing and corresponding secondary geochemical processes in the rock. Key words: low-resistance reservoir, overlaid epigenesis, fluid migration, well logging, tectonic process, structures, fractures. 39 Literatura 1. Verezhnikov V. N. Izbrannihe glavih kolloidnoyj khimii. Voronezh: Izd-vo Voronezhskogo GU, 2011. 237 s. 2. Gzovskiyj M. V. Osnovih tektonofiziki. M.: Nauka, 1975. 536 s. 3. Golf-Rakht T. D. Osnovih neftepromihslovoyj geologii i razrabotki trethinovatihkh kollektorov. M.: Nedra, 1986. 608 s. 4. Grim R. Eh. Mineralogiya i prakticheskoe ispoljzovanie glin. M.: Mir, 1967. 510 s. 5. Ezhova A. V. Metodih opredeleniya neftenasihthennosti nizkoomnihkh kollektorov na mestorozhdeniyakh Zapadno-Sibirskoyj provincii // Geologicheskoe stroenie i neftegazonosnostj otlozheniyj yugo-vostoka Zapadno-Sibirskoyj plitih. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 2006. № 194. S. 153–157. 6. Zaripov O. G., Sonich V. P. Vliyanie litologii porod-kollektorov na udeljnoe ehlektricheskoe soprotivlenie plastov // Geologiya i geologo-razvedochnihe rabotih. 2001. № 9. S. 18–21. 7. Lebedev B. A. Geokhimiya ehpigeneticheskikh processov v osadochnihkh basseyjnakh. L.: Nedra, 1992. 239 s. 8. Meljnik I. A. Tekhnologiya povihsheniya informativnosti dannihkh GIS s celjyu vihdeleniya zon nalozhennogo ehpigeneza v peschanikakh-kollektorakh // Vestnik Tomskogo GU. 2007. № 12. S. 223–227. 9. Meljnik I. A. Vihdelenie neftenasihthennihkh intervalov na osnove pereinterpretacii GIS v nizkoomnihkh kollektorakh-peschanikakh // Neftyanoe khozyayjstvo. 2008. № 4. S. 34–36. 10. Meljnik I. A. Metodika vihyavleniya neftegazonosnihkh objhektov v ehpigeneticheski preobrazovannihkh kollektorakh Zapadnoyj Sibiri // Geofizika. 2012. № 1. S. 31–35. 11. Meljnik I. A. Statisticheskiyj metod vihyavleniya nizkoomnihkh neftegazona-sihthennihkh kollektorov i perspektivnihkh zon // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2012. Vihp. 4 (214). S. 29–42. 12. Oshlakova A. S. Analiz geofizicheskikh i ehkspluatacionnihkh dannihkh nizkoomnihkh kollektorov // Izvestiya TPU. 2011. T. 315. № 1. S. 68–72. 13. Parkhomenko Eh. I. Ehlektricheskie svoyjstva gornihkh porod. M.: Nauka, 1965. 154 s. 14. Semenov V. V., Meljnik I. A., Pitkevich V. T. i dr. Issledovanie nizkoomnihkh kollektorov s ispoljzovaniem dannihkh kernovogo materiala // Geofizika. 2006. № 2. S. 42–47. 15. Timurziev A. I. Noveyjshaya sdvigovaya tektonika osadochnihkh basseyjnov: tektonofizicheskiyj i flyuidodinamicheskiyj aspektih (v svyazi s neftegazonosnostjyu): Avtoref. diss. … dokt. geol.-min. nauk. M.: OAO “CGEh”, 2009. 16. Pirson S. J. Elements of Oil Reservoir Engineering, 1st ed. McGraw-Hill Book Company, Inc. New York, 1950. =================== На мой вкус автор перемешал здесь много всего разного 1) Надо понимать, что не всегда железо содержится в проводящих минералах (в частно оно часто находится в сидерите с полупроводниковой проводимостью) Одно это рушит всю концепцию 2) Помимо состава проводящих минералов играет роль структура их расположения (если их заведомо меньше 5-7% - сильно влияет Этот аргумент также перечеркивает построения автора 3) Соображения про параллельное и последовательное соединение окончательно дискредитируют в моих глазах построения автора и заставляют удивиться работе рецензента 4) Соображения автора про двойной слой и поверхностную проводимость IMHO иллюстрируют непонимание им вопроса и одновременно "легкость необыкновенную в мыслях" 5) Соображения про эпигенез и тому подобные рассуждения комментировать не готов - надо смотреть данные Печально, что таким образом дискредитируется важная тема (актуальная и для Томской области) Я на сей счет делал доклад на конференции в Тюмени-2013

viking23: Последняя статья, это я так понимаю спускание с небес одних разработчиков.. Интересно бы почитать.

bne: У меня (по незнанию ситуации) впечатление, что тут борьба фирм В принципе на КАРОТАЖНИК можно подписаться через ELIBRARY Но я на конференции на халяву стрельнул

bne: Жизнь АИС Н. С. Березовский, Ю. И. Кузнецов. Центральная геофизическая экспедиция. Новый 2013 год. Встреча ветеранов отрасли............................................. 3 Производственный опыт И. А. Зюбин, А. Р. Алимбекова. Опыт подготовки данных ГИС для интеграции в комплексные проекты по интерпретации геолого-геофизических данных........................................ 9 И. В. Бабкин, А. Н. Малев, А. Л. Поляченко, Л. Б. Поляченко. Опыт применения методики определения текущей газонасыщенности коллекторов по данным импульсного нейтронного каротажа на объектах ОАО “Газпром”.................................... 25 Е. А. Калинина, А. В. Бочкарев, С. Б. Остроухов, Е. П. Медведева, В. А. Бочкарев. Изменение свойств пород в зонах дизъюнктивной тектоники..................................... 35 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов А. Н. Петров. Системный подход при разработке автономных комплексов для каротажа в наклонно-горизонтальных скважинах................................................................................................................. 46 А. А. Горбатенко, Ф. В. Вологдин, К. В. Сухорукова. Моделирование влияния неровностей стенки скважины и эксцентриситета каротажного зонда на показания высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в скважинах с высокопроводящим раствором....................................................................... 54 Д. И. Киргизов, В. Е. Косарев, Б. Е. Лухминский, А. В. Тепляков. Моделирование задач для многоцелевого аппаратурно-программного комплекса на основе высокочастотного импульсного нейтронного генератора...............65 Дискуссионный клуб В. И. Иванников. Формирование залежей нефти и добыча ее остаточных запасов............. 77 В. Ю. Зайченко. Возможность ввода в торговый оборот на международном рынке объектов интеллектуальной собственности геологической отрасли Российской Федерации с учетом правил Всемирной торговой организации .............. 87 Из биографии нашего каротажа В. В. Попов. Как нас учили и как учим мы.............................................. 96 Информационные сообщения А. В. Абрамов. Практика контроля состояния производства сертифицированной продукции, содержащей взрывчатые материалы, в ОАО “ВНИПИвзрывгеофизика”.............................................. 114 XVII научно-практическая конференция “Новые возможности, техника и технологии геофизических исследований скважин”.............................................. 120 Мемориал Памяти Нектария Нектарьевича Сохранова........................................ 126 Памяти Георгия Александровича Калистратова................................. 134 Памяти Александра Демьяновича Трума............................................ 136 Объявления Конференция ООО “Нефтегазгеофизика”...................................... 137 Сведения об авторах................................. 138 Abstracts..................................... 148 АННОТАЦИИ И. А. Зюбин, А. Р. Алимбековa Филиaл ООО “ГеоПрaйм” – “Томскaя геофизическaя компaния” ОПЫТ ПОДГОТОВКИ ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ИНТЕГРАЦИИ В КОМПЛЕКСНЫЕ ПРОЕКТЫ ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОЛОГО--ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Часто, в силу различных причин, при построении геологической модели месторождения углеводородов (УВ) отсутствуют или доступны в очень ограниченном объеме данные ГИС, такие как акустический каротаж (АК) и гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГК-П), имеющие важное значение для преобразования петрофизических параметров в сейсмические атрибуты. Авторами рассмотрено, как, привлекая другие методы ГИС, можно синтезировать недостающие данные практически для любой скважины с приемлемой степенью достоверности. Ключевые слова: акустический каротаж, гамма--гамма--плотностной каротаж, синтетическая кривая, параметр акустической жесткости, инверсия. Литература 1. Добрынин. В. М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1988. С. 175–186. 2. Перьков Н. А. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Гостоптех-издат, 1963. С. 176–182. 3. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ “Тверьгеофизика”, 2003. С. 5–40 – 5–44. 4. Филиппова К. Е., Пономаренко П. Г., Коженков А. Ю. и др. Построение объемных моделей карбонатных резервуаров с использованием различных алгоритмов инверсии волнового поля на примере месторождения Тимано-Печорской провинции // Технология сейсморазведки. 2011. № 1. С. 34–45. И. В. Бaбкин, А. Н. Мaлев ООО “Георесурс” А. Л. Поляченко, Л. Б. Поляченко ФГУП ГНЦ РФ ВНИИгеосистем ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА НА ОБЪЕКТАХ ОАО “ГАЗПРОМ” Разработана методика количественной оценки коэффициента текущей газона-сыщенности в обсаженных газовых скважинах по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) и комплекса методов ГИС открытого ствола. Методика успешно применяется на газовых месторождениях и подземных газохранилищах ОАО “Газпром”. Ключевые слова: импульсный нейтронный каротаж, коэффициент текущей газонасыщенности, обсаженная газовая скважина, ГИС-контроль. Литература 1. Амурский А. Г., Боголюбов Е. П., Бабкин И. В. Информационно-измерительная система многозондового ИННК // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 72. С. 28–48. 2. Бабкин И. В., Малев А. Н., Поляченко А. Л., Поляченко Л. Б. Технология обработки данных импульсного нейтронного каротажа, полученных с прибора АИНК-43, и определение текущей газонасыщенности продуктивных коллекторов // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 2009. № 1. 3. Малев А. Н., Бабкин И. В. Исследование методических возможностей двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа для определения текущей газонасыщенности // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 162. С. 153–168. Е. А. Кaлининa, А. В. Бочкaрев, С. Б. Остроухов, Е. П. Медведевa Филиaл ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг” “ВолгогрaдНИПИморнефть” В. А. Бочкaрев “ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис Б.В.” ИЗМЕНЕНИЕ СВОЙСТВ ПОРОД В ЗОНАХ ДИЗЪЮНКТИВНОЙ ТЕКТОНИКИ По данным изучения керна, промыслово-геофизических и других материалов установлена связь фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород с тектонической трещиноватостью. Ключевые слова: керн, каротажные диаграммы, разломно-блоковое строение, плоскость сместителя сброса, трещиноватость, физико-химические свойства пород, зона дробления пород, продуктивность. Литература 1. Беспалов С. Н., Бакуев О. В. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1995. № 7. С. 16–21. 2. Бочкарев В. А., Бочкарев А. В. Сбросы и сбросо-сдвиги в нефтегазовой геологии. М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2012. 234 с. 3. Григорьев В. Е., Любич Г. А., Тихонова С. Д. Горно-геометрический анализ разрывных нарушений угольных пластов // Уголь. 1988. № 5. С. 61–63. 4. Делия С. В., Анисимов Л. А., Романюк И. Е. Дислокации Кряжа Карпинского в пределах акватории Северного Каспия // Геология нефти и газа. 2004. № 6. С. 26–31. 5. Делия С. В., Анисимов Л. А., Романюк И. Е. Зоны дробления в осадочных формациях на акватории Северного и Среднего Каспия // Сб. ст. ООО “ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть”. Волгоград, 2004. Вып. 62. С. 91–97. 6. Ермолова Т. Е. Литологические признаки дизъюнктивных дислокаций (латеральных флюидоупоров) в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2003. № 4. С. 14–19. 7. Касьянова Н. А. Роль трещиноватости горных пород в формировании углеводородных залежей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени западного борта Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2009. № 4. С. 10–17. 8. Храмова И., Шафиков Р. Сопровождение проводки горизонтальных скважин картированием трещиноватости методом миграции дуплексных волн // Нефтесервис: Бурение. 2011. № 2. С. 50–52. А. Н. Петров ЗАО НППГА “Луч” СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД ПРИ РАЗРАБОТКЕ АВТОНОМНЫХ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ КАРОТАЖА В НАКЛОННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ Предложена структурная схема автономного каротажного комплекса, интегрированного в единую систему с одним модулем памяти и питания. Рассмотрена возможность минимизации длины комплекса и необследуемой “мертвой” зоны у забоя. Приведены основные характеристики нового комплекса СКЛ-А и модулей этой аппаратуры. Ключевые слова: автономный комплекс, каротаж, горизонтальная скважина. Литература 1. Леготин Л. Г., Султанов А. М., Вячин С. В. Применение АМК “Горизонт” для геофизических исследований горизонтальных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1997. Вып. 36. С. 85–92. 2. Лукьянов Э. Е. и др. Аппаратурно-методический комплекс для проведения ГИС в горизонтальных скважинах АМАК “Обь” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1997. Вып. 30. С. 41–53. 3. Лукьянов Э. Е., Рапин В. А. Информационное геофизическое обеспечение строительства горизонтальных скважин в России // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1998. Вып. 52. С. 9–29. 4. Петров А. Н. Разработка структурных схем автономных комплексов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 5 (146). С. 61–68. 5. Сводный каталог ГИРС // Аппаратура для проведения ГИРС. Т. 1. Тверь: Изд. АИС. 2010. А. А. Горбaтенко, Ф. В. Вологдин, К. В. Сухоруковa Институт нефтегaзовой геологии и геофизики СО РАН МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НЕРОВНОСТЕЙ СТЕНКИ СКВАЖИНЫ И ЭКСЦЕНТРИСИТЕТА КАРОТАЖНОГО ЗОНДА НА ПОКАЗАНИЯ ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОПРОВОДЯЩИМ РАСТВОРОМ При исследовании нефтегазовых скважин, пробуренных на растворе с высокой электропроводностью, сигналы высокочастотного электромагнитного зондирования часто бывают осложнены влиянием неровностей стенки скважины и эксцентриситета зонда. Это может приводить к искажению пространственного распределения удельного электрического сопротивления (УЭС), получаемого при численной интерпретации. На основе результатов численного моделирования сигналов проведен анализ этого влияния и предложены алгоритмы его учета. Ключевые слова: высокочастотное электромагнитное каротажное зондирование, высокопроводящий биополимерный буровой раствор, неровности стенки скважины, эксцентриситет. Литература 1. Антонов Ю. Н., Эпов М. И., Каюров К. Н. Практика ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми биополимерными растворами // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 9 (150). С. 3–21. 2. Губина А. И., Гиниятов Г. З., Жуланов И. Н. Влияние желобообразных образований на показания ГИС // Геология нефти и газа. 1997. № 11. С. 38–42. 3. Зыкина М. Г., Мамяшев В. Г. Особенности кривых метода ВИКИЗ в горизонтальных скважинах // Материалы Международной конференции геофизиков и геологов. Тюмень, 2007. 4. Игнатов В. С., Сухорукова К. В. Влияние эксцентриситета зонда на сигналы высокочастотного электромагнитного каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 182. С. 101–110. 5. Эпов М. И., Шурина Э. П., Нечаев О. В. Прямое трехмерное моделирование векторного поля для задач электромагнитного каротажа // Геология и геофизика. 2007. Т. 48. № 9. С. 989–995. Д. И. Киргизов ООО “ТНГ-Групп” В. Е. Косaрев Кaзaнский госудaрственный университет Б. Е. Лухминский Российский геологорaзведочный университет А. В. Тепляков ВНИИ aвтомaтики МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАДАЧ ДЛЯ МНОГОЦЕЛЕВОГО АППАРАТУРНО--ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА НА ОСНОВЕ ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ИМПУЛЬСНОГО НЕЙТРОННОГО ГЕНЕРАТОРА В ООО “ТНГ-Групп” разработан многоцелевой аппаратурно-программный комплекс (МАНК) на основе высокочастотного импульсного нейтронного генератора. МАНК позволяет измерять характеристики замедления нейтронов и по ним определять пористость коллекторов нефти и газа. Система позволяет измерять макросечение захвата тепловых нейтронов (СИГМА) в пласте и скважине. В работе описаны результаты физического и математического моделирования задач МАНК. Комплекс обладает высокой чувствительностью и помехоустойчивостью. Ключевые слова: нейтронометрия, генератор, аппаратура, пористость, моделирование. Литература 1. Бекурц К., Виртц К. Нейтронная физика. Атомиздат, 1964. 2. Денисик С. А., Лухминский Б. Е., Резванов Р. А. Метод статистических испытаний в приложении к расчету распределения нейтронов в задачах нейтронного каротажа // Портативные генераторы нейтронов в ядерной геофизике. Атомиздат, 1962. 3. Есюнин Д. В., Лухминский Б. Е. Двухкомпонентная обработка сигнала ИНК (ИННК и ИНГК) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 3 (156). С. 59–68. 4. Киргизов Д. И., Воронков Л. Н., Садыков А. Р. Многоцелевой аппаратурно-программный комплекс на основе высокочастотного импульсного нейтронного генератора // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 3 (213). С. 129–136. 5. Лухминский Б. Е. Современные программные средства для расчета задач ядерной геофизики // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 9 (174). С. 92–99. 6. Поляченко А. Л., Поляченко Л. Б. Теория и основные закономерности импульсного нейтронного каротажа по времени замедления // Современная ядерная геофизика при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений. М., 2004. С. 101–117. 7. Burmistenko Yu. N., Lukhminsky B. E. The Monte Carlo Method in Mining Nuclear Geophysics-1. The Application of Nuclear Generators // Nuclear Geophysics. 1990. Vol. 4. № 2. P. 169–182. 8. Mills W. R., Stromswold D. C., Allen L. S. Pulsed Neutron Porosity Logging. SPWLA 29 Annual Symposium. 1988. Paper KK. В. И. Ивaнников ОАО “Гaз-Ойл” ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ДОБЫЧА ЕЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ Предлагается новый подход к извлечению остаточных запасов нефти из плотной части коллектора. При этом как бы решается обратная задача формирования нефтегазовой залежи. Ключевые слова: нефть, месторождение, антиклинальная ловушка, перемещение флюидов, остаточные запасы, волновое и сейсмическое воздействие на продуктивные пласты. Литература 1. Баталин О. Ю., Вафина Н. Г. Конденсационная модель образования залежей нефти и газа. М.: Наука, 2008. 248 с. 2. Высоцкий И. В., Высоцкий В. И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений. М.: Недра, 1986. 228 с. 3. Иванников В. И. К вопросу миграции нефти в природных резервуарах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. № 3. С. 15–17. 4. Иванников В. И. Напряженно-деформированное состояние и флюидо-массоперенос в нефтегазовых формациях // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. № 9. С. 15–23. 5. Иванников В. И. Миграция флюидов при формировании залежей углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. № 9. С. 9–11 6. Иванников В. И. Механизм формирования залежей углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. № 12. С. 18–21. 7. Иванников В. И. Некоторые существенные заметки, касающиеся миграции углеводородов в пористых и проницаемых пластах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2010. № 2. С. 51–54. 8. Иванников В. И. Газовый перенос нефти в пластах-коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений”. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. № 12. С. 14–16. 9. Иванников В. И. Некоторые вопросы теории образования нефти и газа и их скопления в залежах // Геология нефти и газа. М.: Геоинформмарк, 1995. № 5. С. 17–21. 10. Кропоткин П. Н. Дегазация Земли и генезис углеводородов // Журнал Всесоюзного химического общества им. Д. И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 540–547. 11. Кудрявцев Н. А. Генезис нефти и газа. Л.: Недра, 1973. 214 с. 12. Николя А. Основы деформации горных пород (пер. с англ.). М.: Мир, 1992. 167 с. 13. Рассел У. Л. Основы нефтяной геологии. Л.: Гостоптехиздат, 1958. 619 с. 14. Yong A., Monaghan P. H., Schweisberger P. T. Calculation of Ages of Hydrocarbons in Oil: Physical Chemistry Applied to Petroleum Geochemistry. Part 1. AAPG Bull. 1977. 61 (4). 573–600. В. Ю. Зaйченко Госудaрственный нaучный центр Российской Федерaции ВНИИгеосистем ВОЗМОЖНОСТЬ ВВОДА В ТОРГОВЫЙ ОБОРОТ НА МЕЖДУНАРОДНОМ РЫНКЕ ОБЪЕКТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ С УЧЕТОМ ПРАВИЛ ВСЕМИРНОЙ ТОРГОВОЙ ОРГАНИЗАЦИИ В связи со вступлением России во Всемирную торговую организацию (ВТО) рассматриваются вопросы реализации на международном рынке объектов интеллектуальной собственности, созданных в геологической отрасли. Приводятся рекомендации по организации системы учета и представления этих объектов на рынке с учетом правил, действующих в ВТО. Ключевые слова: интеллектуальная собственность, геологическая отрасль, международный рынок, правила, права, субъекты, система учета. Литература 1. Всемирная торговая организация (краткие сведения) // www.wto.ru. 2. ВТО и высокие технологии // Независимая газета. 14.03.2012. 3. Вступление России в ВТО повлияет на экономику Таможенного союза // Российская бизнес-газета. № 860 (31). 4. Гражданский кодекс Российской Федерации. М.: Изд. “Омега-Л”, 2007. Ч. IV. 213 с. 5. Генеральное соглашение по тарифам и торговле 1994 // www.wto.ru. 6. ЕЭК адаптировала таможенный тариф к ВТО // Коммерсант.ру. 20.07.2012. 7. Зайченко В. Ю. Оценка интеллектуальной собственности в сфере геологического изучения недр // Руды и металлы. 2002. № 1. С. 5–14. 8. Зайченко В. Ю. Интеллектуальная собственность и недропользование. М.: ООО “Геоинформмарк”, 2004. 315 с. 9. Зайченко В. Ю. Нематериальные активы недропользования: формирование и использование. М.: ООО “Геоинформмарк”, 2007. 381 с. 10. Зайченко В. Ю. Определение рыночной стоимости информационно-геологических объектов авторского права, создаваемых при геологическом изучении и использовании недр // Геология нефти и газа. 2004. № 6. С. 45–52. 11. Зайченко В. Ю., Янбухтин Т. К. Определение стоимости имущественного права пользования объектами госсобственности в сфере недропользования в условиях рыночной экономики // Разведка и охрана недр. 2007. № 4. С. 54–60. 12. Зайченко В. Ю. Интеллектуальная собственность и ВТО // Вестник Российской академии естественных наук. 2003. Т. 3. № 4. С. 35–39. 13. Закон Российской Федерации “О недрах” от 21.02.1992 № 2395-1 с изменениями и дополнениями, внесенными последующими федеральными законами. 14. Протокол Государственной думы Российской Федерации о присоединении России к Всемирной торговой организации от 10 июля 2012 г. 15. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 21 июня 2010 г. № 1039-р “Стратегия развития геологической отрасли на период до 2030 года”. 16. Федеральный закон от 21 июля 2012 г. № 126-ФЗ “О ратификации Протокола о присоединении Российской Федерации к Марракешскому соглашению об учреждении Всемирной торговой организации от 15 апреля 1994 г.”. 17. Закон Российской Федерации “О недрах” от 21.02.1992 № 2395-1 с изменениями и дополнениями, внесенными последующими федеральными законами. А. В. Абрaмов ОАО “ВНИПИвзрывгеофизикa” ПРАКТИКА КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ ПРОИЗВОДСТВА СЕРТИФИЦИРОВАННОЙ ПРОДУКЦИИ, СОДЕРЖАЩЕЙ ВЗРЫВЧАТЫЕ МАТЕРИАЛЫ, В ОАО “ВНИПИВЗРЫВГЕОФИЗИКА” Рассмотрены результаты экспертного контроля состояния производства прострелочно-взрывной геофизической аппаратуры и оборудования. Ключевые слова: аккредитация, испытательное оборудование, экспертный контроль, конструкторская и технологическая документация, технологические операции, испытания, сертификация. Литература 1. Сиволапов В. А., Абрамов А. В. Нормативно-правовая база испытаний прострелочно-взрывной аппаратуры. Пути ее совершенствования // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 3 (201). С. 58–66. 2. Федеральный закон “О техническом регулировании” от 27.12.2002 г. № 184-ФЗ. Сведения об авторах Абрамов Анатолий Васильевич Заведующий испытательной лабораторией средств взрывания ОАО “ВНИПИвзрывгеофизика”, к. т. н., с. н. с. Окончил в 1960 г. Московский институт цветных металлов и золота по специальности “горный инженер”. Научные интересы – разработка технических средств и технологий разрушения горных пород взрывом в сырьевых отраслях промышленности. Почетный разведчик недр. Автор и соавтор около 200 научных публикаций, 4 монографий, 5 брошюр, 92 изобретений и патентов. Аксельрод Самуил Михайлович Доктор технических наук, профессор. Окончил в 1947 г. Азербайджанский индустриальный институт. Член ЕАГО, SPE, SPWLA, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина. Научные интересы – разработка геофизических методов исследования скважин и интерпретация данных ГИС. Автор более 190 научных работ и 60 авторских свидетельств. В настоящее время проживает в США. Тел. 215-676-8642 E-mail: samaksel@hotmail.com Алимбекова Анна Рафинатовна Геофизик 2-й категории филиала ООО “ГеоПрайм” – “Томская геофизическая компания”. Окончила в 2010 г. ТПУ ИГНД, геолог. Научные интересы – интерпретация геолого-геофизических данных, инверсия сейсмических данных, модели среды. Тел. (3822) 43-29-93 E-mail: AlimbekovaAR@tgk.tomsk.ru Бабкин Игорь Владимирович Начальник лаборатории интерпретации данных ГИС-контроль ООО “Георесурс”, к. ф.-м. н. Окончил в 1998 г. Московский инженерно-физический институт по специальности “ядерная физика”. Научные интересы – технологии оперативной интерпретации ядерно-геофизических методов ГИС. Автор 12 научных публикаций. Басин Яков Наумович Доктор геол.-минер. наук, профессор, чл.-кор. РАЕН, член ЕАГО, SPWLA. Окончил в 1952 г. геофизический факультет МГРИ. Основной вклад в отечественную геофизику – разработка серийной аппаратуры и методики нейтронных исследований нефтегазовых скважин, методики подсчета запасов и контроля разработки месторождений нефти и газа. Автор более 250 научных работ, 5 монографий, 38 изобретений. Награжден орденом “Знак Почета”, 3 государственными медалями, 5 медалями ВДНХ. Березовский Николай Степанович Президент Международной Ассоциации “АИС”, главный редактор НТВ “Каротажник”, член SPWLA, ЕАГО. Окончил в 1965 г. Днепропетровский горный институт, в 1985 г. – Академию народного хозяйства СССР. Заслуженный геолог Российской Федерации, лауреат премии Совета Министров СССР, почетный работник газовой промышленности. Организатор промыслово-геофизической службы системы Мингео СССР в Западной Сибири. Награжден орденами и медалями СССР. Бочкарев Анатолий Владимирович Начальник отдела геологического моделирования и подсчета запасов филиала ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг” “ВолгоградНИПИморнефть”, д. г.-м. н., профессор, член-кор. РАЕН. Научные интересы – формирование залежей углеводородов, разломно-блоковые модели месторождений. Автор 165 публикаций и 3 монографий. Вологдин Федор Валерьевич Магистрант Новосибирского государственного университета. Научные интересы – численная интерпретация данных электрических и электромагнитных методов исследований скважин. Автор 5 научных публикаций. E-mail: VologdinFV@ipgg.nsc.ru Горбатенко Алексей Александрович Аспирант ИНГГ СО РАН. Окончил в 2011 г. Новосибирский государственный университет. Научные интересы – численная интерпретация данных электрических и электромагнитных методов каротажа в наклонных и горизонтальных скважинах. Автор 5 научных публикаций. E-mail: GorbatenkoAA@ipgg.nsc.ru Зайченко Владислав Юрьевич Главный научный сотрудник ВНИИгеосистем, д. г.-м. н., действительный член РАЕН. Окончил в 1954 г. Днепропетровский горный институт. Научные интересы – технологии геофизических исследований, методы управления геофизическим производством, геоинформатика, горное, патентное и авторское право. Автор свыше 120 публикаций, 6 монографий. Тел. (495) 954-19-24 Зунделевич Селия Маркосовна Ведущий научный сотрудник ЗАО “Институт геологии и геофизики РАЕН”, сотрудник кафедры геологического факультета МГУ им. М. В. Ломоносова, к. т. н. Окончила в 1958 г. Московский институт инженеров геодезии, аэрофотосъемки и картографии. Научные интересы – разработка алгоритмов, методик и технологии компьютерной обработки и интерпретации данных ГИС, программных комплексов для автоматизированных систем “Каротаж”, АСОИГИС, “Гинтел”, “Подсчет”. Автор более 50 научных публикаций. Зюбин Иван Алексеевич Ведущий геофизик филиала ООО “ГеоПрайм” – “Томская геофизическая компания”. Окончил в 2005 г. ИГНД ТПУ, горный инженер. Научные интересы – интерпретация геолого-геофизических данных по параметрическим, поисковым и разведочным скважинам, переинтерпретация данных ГИС и бурения по старому фонду скважин, адаптация и применение данных ГИС в сейсморазведочных интерпретационных проектах. Тел. (3822) 43-29-93 E-mail: ZjubinIA@tgk.tomsk.ru Иванников Владимир Иванович Научно-технический директор ОАО “Газ-Ойл”, д. т. н., профессор, академик РАЕН. Окончил в 1968 г. Московский геологоразведочный институт им. С. Орджоникидзе. Научные интересы – геология нефти и газа, бурение глубоких и сверхглубоких скважин, техника и технология добычи углеводородного сырья. Автор 4 монографий, более 200 научных публикаций и изобретений. Калинина Елена Алексеевна Заведующая лабораторией промысловой геофизики ООО “ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть”. Окончила в 1988 г. Грозненский нефтяной институт. Научные интересы – петрофизическое обеспечение и комплексная интерпретация геолого-геофизических исследований скважин. Автор 15 научных публикаций. Тел. (8442) 96-77-68 E-mail: ekalinina@lukoilvmn.ru Киргизов Дмитрий Иванович Главный инженер опытно-методической партии НТУ ООО “ТНГ-Групп”, доцент кафедры ЕНД КГТУ им. А. Н. Туполева, к. т. н. Окончил в 1999 г. Казанский государственный технический университет им. А. Н. Туполева по направлению “радиотехника”. Научные интересы – разработка и применение аппаратурно-программных геофизических комплексов и наземной аппаратуры. Автор более 30 научных публикаций. Тел. (85594) 9-11-12 E-mail: kirgizov@tngf.tatneft.ru Косарев Виктор Евгеньевич Ассистент кафедры геофизики и геоинформационных технологий Казанского (Приволжского) федерального университета. Окончил в 2001 г. Казанский государственный университет. Научные интересы – обработка и интерпретация данных каротажа, разработка аппаратуры и программного обеспечения в области ГИС. Автор 20 научных публикаций, одного патента на полезную модель. Тел. (843) 233-73-75 E-mail: Victor.Kosarev@ksu.ru Лухминский Борис Евгеньевич Профессор кафедры ядерно-радиометрических методов и геоинформатики МГГА, д. ф.-м. н., член двух докторских советов в МГГА, председатель московской секции SPWLA, член SPE, IEEE Computer Society. Окончил в 1958 г. Московский нефтяной институт. Автор более 120 научных публикаций. E-mail: boris.lukhminsky@gmail.com Малев Алексей Николаевич Начальник геолого-геофизического управления ООО “Георесурс”. Окончил ГАНГ им. И. М. Губкина в 1998 г., аспирантуру РГУНГ им. И. М. Губкина в 2001 г. Научные интересы – комплексная интерпретация результатов геофизических исследований, совершенствование методик и технологий геофизического контроля разработки месторождений и эксплуатации ПХГ. Автор и соавтор более 10 научных публикаций. Тел. (495) 921-05-46 E-mail: a.maljov@gazpromgeofizika.ru Молчанов Александр Анатольевич Профессор кафедры геофизики Санкт-Петербургского государственного горного университета, д. т. н., действительный член МАНЭБ, РАЕН, лауреат Государственной премии СССР, заслуженный деятель науки и техники Башкирской АССР. Научные интересы – разработка новых технологий повышения нефтеотдачи пластов месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, создание новых видов геофизической аппаратуры для ГИРС. Автор более 300 научных публикаций, 90 авторских свидетельств и патентов. Остроухов Сергей Борисович Ведущий научный сотрудник ООО “ЛУКОЙЛ–ВолгоградНИПИморнефть”. Окончил в 1977 г. Волгоградский политехнический институт, канд. хим. наук. Научные интересы – состав и строение углеводородов нефтяного ряда, геохимические процессы в недрах, условия формирования и закономерности пространственного размещения залежей УВ. Автор более 120 публикаций. Тел. (8442) 96-77-42 E-mail: geomod@lukoilvmn.ru Петров Андрей Николаевич Начальник конструкторского отдела ЗАО НППГА “Луч”. Окончил в 1981 г. Новосибирский электротехнический институт. Научные интересы – разработка приборов электрического и электромагнитного каротажа, кабельных и автономных геофизических комплексов. Автор 7 публикаций и 6 изобретений. Тел. (383) 279-78-13 E-mail: petrov@looch.ru Поляченко Анатолий Львович Заведующий лабораторией ВНИИгеосистем, д. ф.-м. н., профессор, действительный член РАЕН. Окончил в 1960 г. МГУ, физический факультет. Научные интересы – теория, вычислительный аппарат, методы интерпретации и оптимизации ядерной геофизики, математическое моделирование полей ГИС в горизонтальных и наклонных скважинах, вычислительная геофизика. Автор свыше 120 публикаций, 7 монографий и справочников. E-mail: PolyachenkoAL@mtu-net.ru Поляченко Людмила Борисовна Старший научный сотрудник Института метрологии РАЕН, к. ф.-м. н. Окончила в 1996 г. МИФИ. Специализируется в области конечно-разностного моделирования полей ГИС и разработки средств интерпретации и оптимизации ядерной геофизики. Автор около 20 научных публикаций. E-mail: PolyachenkoAL@mtu-net.ru Попов Виктор Владимирович Профессор кафедры “Бурение нефтегазовых скважин и геофизики” ФГБОУ ЮРГТУ (Новочеркасский политехнический институт), д. т. н., почетный разведчик недр. Окончил в 1956 г. Днепропетровский горный институт. Научные интересы – геофизические методы исследований скважин на угольных, нефтяных и газовых месторождениях. Автор 184 научных публикаций, 2 монографий и 2 учебных пособий. Тел. (86352) 25-53-57 Сухорукова Карина Владимировна Старший научный сотрудник лаборатории скважинной геофизики ИНГГ СО РАН, к. т. н. Окончила в 1987 г. ГГФ Новосибирского государственного университета. Научные интересы – численная интерпретация комплекса данных скважинной электрометрии. Тел. (383) 330-49-52 E-mail: suhorukovakv@ipgg.nsc.ru Тепляков Андрей Владимирович Доцент кафедры ЯРМиГИ РГГРУ, к. ф.-м. н. Окончил в 2002 г. РГГРУ, геофизический факультет. Научные интересы – разработка аппаратуры для ядерного каротажа и создание систем интерпретации, математическое моделирование в геофизике. Автор более 10 научных публикаций.

bne: И. А. Зюбин, А. Р. Алимбековa Филиaл ООО “ГеоПрaйм” – “Томскaя геофизическaя компaния” ОПЫТ ПОДГОТОВКИ ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ИНТЕГРАЦИИ В КОМПЛЕКСНЫЕ ПРОЕКТЫ ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОЛОГО--ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Часто, в силу различных причин, при построении геологической модели месторождения углеводородов (УВ) отсутствуют или доступны в очень ограниченном объеме данные ГИС, такие как акустический каротаж (АК) и гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГК-П), имеющие важное значение для преобразования петрофизических параметров в сейсмические атрибуты. Авторами рассмотрено, как, привлекая другие методы ГИС, можно синтезировать недостающие данные практически для любой скважины с приемлемой степенью достоверности. Ключевые слова: акустический каротаж, гамма--гамма--плотностной каротаж, синтетическая кривая, параметр акустической жесткости, инверсия. Литература 1. Добрынин. В. М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1988. С. 175–186. 2. Перьков Н. А. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Гостоптех-издат, 1963. С. 176–182. 3. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ “Тверьгеофизика”, 2003. С. 5–40 – 5–44. 4. Филиппова К. Е., Пономаренко П. Г., Коженков А. Ю. и др. Построение объемных моделей карбонатных резервуаров с использованием различных алгоритмов инверсии волнового поля на примере месторождения Тимано-Печорской провинции // Технология сейсморазведки. 2011. № 1. С. 34–45. I. A. Zyubin, A. R. Alimbekova THE EXPERIENCE OF PREPARING WELL LOGGING DATA FOR INTEGRATION INTO COMPREHENSIVE GEOLOGIC AND GEOPHYSICAL DATA INTERPRETATION Often, due to different causes, the geological simulation of a hydrocarbon field lacks or has very limited well logging data such as sonic logs and density gamma-gamma logs that are substantial for petrophysical parameters transformation to seismic attributes. The authors have considered using other well logs to synthesize lacking data for practically any well with acceptable reliability. Key words: sonic log, density gamma gamma log, synthetic curve, elastic impedance parameter, inversion. 9 Literatura 1. Dobrihnin. V. M. Interpretaciya rezuljtatov geofizicheskikh issledovaniyj neftyanihkh i gazovihkh skvazhin. M.: Nedra, 1988. S. 175–186. 2. Perjkov N. A. Interpretaciya rezuljtatov karotazha skvazhin. M.: Gostoptekh-izdat, 1963. S. 176–182. 3. Petersilje V. I., Poroskun V. I., Yacenko G. G. Metodicheskie rekomendacii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza objhemnihm metodom. Moskva–Tverj: VNIGNI, NPC “Tverjgeofizika”, 2003. S. 5–40 – 5–44. 4. Filippova K. E., Ponomarenko P. G., Kozhenkov A. Yu. i dr. Postroenie objhemnihkh modeleyj karbonatnihkh rezervuarov s ispoljzovaniem razlichnihkh algoritmov inversii volnovogo polya na primere mestorozhdeniya Timano-Pechorskoyj provincii // Tekhnologiya seyjsmorazvedki. 2011. № 1. S. 34–45. ========== Е. А. Кaлининa, А. В. Бочкaрев, С. Б. Остроухов, Е. П. Медведевa Филиaл ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг” “ВолгогрaдНИПИморнефть” В. А. Бочкaрев “ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис Б.В.” ИЗМЕНЕНИЕ СВОЙСТВ ПОРОД В ЗОНАХ ДИЗЪЮНКТИВНОЙ ТЕКТОНИКИ По данным изучения керна, промыслово-геофизических и других материалов установлена связь фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород с тектонической трещиноватостью. Ключевые слова: керн, каротажные диаграммы, разломно-блоковое строение, плоскость сместителя сброса, трещиноватость, физико-химические свойства пород, зона дробления пород, продуктивность. Литература 1. Беспалов С. Н., Бакуев О. В. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1995. № 7. С. 16–21. 2. Бочкарев В. А., Бочкарев А. В. Сбросы и сбросо-сдвиги в нефтегазовой геологии. М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2012. 234 с. 3. Григорьев В. Е., Любич Г. А., Тихонова С. Д. Горно-геометрический анализ разрывных нарушений угольных пластов // Уголь. 1988. № 5. С. 61–63. 4. Делия С. В., Анисимов Л. А., Романюк И. Е. Дислокации Кряжа Карпинского в пределах акватории Северного Каспия // Геология нефти и газа. 2004. № 6. С. 26–31. 5. Делия С. В., Анисимов Л. А., Романюк И. Е. Зоны дробления в осадочных формациях на акватории Северного и Среднего Каспия // Сб. ст. ООО “ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть”. Волгоград, 2004. Вып. 62. С. 91–97. 6. Ермолова Т. Е. Литологические признаки дизъюнктивных дислокаций (латеральных флюидоупоров) в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2003. № 4. С. 14–19. 7. Касьянова Н. А. Роль трещиноватости горных пород в формировании углеводородных залежей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени западного борта Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2009. № 4. С. 10–17. 8. Храмова И., Шафиков Р. Сопровождение проводки горизонтальных скважин картированием трещиноватости методом миграции дуплексных волн // Нефтесервис: Бурение. 2011. № 2. С. 50–52. E. A. Kalinina, A. V. Bochkarev, S. B. Ostroukhov, E. P. Medvedeva, V. A. Bochkarev ROCK PROPERTIES BEHAVIOR IN DISJUNCTIVE TECTONICS ZONES From the core analysis, production logging data and other materials, a relationship between the filtration and capacity properties (FES) of the rock and the tectonic fracturing has been found out. Key words: core, well logs, fault block structure, fault plane, fracturing, physicochemical rock properties, rock crushing zone, productivity. 35 Literatura 1. Bespalov S. N., Bakuev O. V. Ocenka vliyaniya razlomov na geologicheskie osobennosti zalezheyj i produktivnostj kollektorov gazovihkh mestorozhdeniyj Zapadnoyj Sibiri // Geologiya nefti i gaza. 1995. № 7. S. 16–21. 2. Bochkarev V. A., Bochkarev A. V. Sbrosih i sbroso-sdvigi v neftegazovoyj geologii. M.: OAO “VNIIOEhNG”, 2012. 234 s. 3. Grigorjev V. E., Lyubich G. A., Tikhonova S. D. Gorno-geometricheskiyj analiz razrihvnihkh narusheniyj ugoljnihkh plastov // Ugolj. 1988. № 5. S. 61–63. 4. Deliya S. V., Anisimov L. A., Romanyuk I. E. Dislokacii Kryazha Karpinskogo v predelakh akvatorii Severnogo Kaspiya // Geologiya nefti i gaza. 2004. № 6. S. 26–31. 5. Deliya S. V., Anisimov L. A., Romanyuk I. E. Zonih drobleniya v osadochnihkh formaciyakh na akvatorii Severnogo i Srednego Kaspiya // Sb. st. OOO “LUKOYjL-VolgogradNIPImorneftj”. Volgograd, 2004. Vihp. 62. S. 91–97. 6. Ermolova T. E. Litologicheskie priznaki dizjhyunktivnihkh dislokaciyj (lateraljnihkh flyuidouporov) v yurskikh i nizhnemelovihkh otlozheniyakh Zapadnoyj Sibiri // Geologiya nefti i gaza. 2003. № 4. S. 14–19. 7. Kasjyanova N. A. Rolj trethinovatosti gornihkh porod v formirovanii uglevodorodnihkh zalezheyj v predelakh Nikolaevsko-Gorodithenskoyj predbortovoyj stupeni zapadnogo borta Prikaspiyjskoyj vpadinih // Geologiya nefti i gaza. 2009. № 4. S. 10–17. 8. Khramova I., Shafikov R. Soprovozhdenie provodki gorizontaljnihkh skvazhin kartirovaniem trethinovatosti metodom migracii dupleksnihkh voln // Nefteservis: Burenie. 2011. № 2. S. 50–52. А. А. Горбaтенко, Ф. В. Вологдин, К. В. Сухоруковa Институт нефтегaзовой геологии и геофизики СО РАН МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НЕРОВНОСТЕЙ СТЕНКИ СКВАЖИНЫ И ЭКСЦЕНТРИСИТЕТА КАРОТАЖНОГО ЗОНДА НА ПОКАЗАНИЯ ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОПРОВОДЯЩИМ РАСТВОРОМ При исследовании нефтегазовых скважин, пробуренных на растворе с высокой электропроводностью, сигналы высокочастотного электромагнитного зондирования часто бывают осложнены влиянием неровностей стенки скважины и эксцентриситета зонда. Это может приводить к искажению пространственного распределения удельного электрического сопротивления (УЭС), получаемого при численной интерпретации. На основе результатов численного моделирования сигналов проведен анализ этого влияния и предложены алгоритмы его учета. Ключевые слова: высокочастотное электромагнитное каротажное зондирование, высокопроводящий биополимерный буровой раствор, неровности стенки скважины, эксцентриситет. Литература 1. Антонов Ю. Н., Эпов М. И., Каюров К. Н. Практика ВИКИЗ в горизонтальных скважинах с солевыми биополимерными растворами // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 9 (150). С. 3–21. 2. Губина А. И., Гиниятов Г. З., Жуланов И. Н. Влияние желобообразных образований на показания ГИС // Геология нефти и газа. 1997. № 11. С. 38–42. 3. Зыкина М. Г., Мамяшев В. Г. Особенности кривых метода ВИКИЗ в горизонтальных скважинах // Материалы Международной конференции геофизиков и геологов. Тюмень, 2007. 4. Игнатов В. С., Сухорукова К. В. Влияние эксцентриситета зонда на сигналы высокочастотного электромагнитного каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 182. С. 101–110. 5. Эпов М. И., Шурина Э. П., Нечаев О. В. Прямое трехмерное моделирование векторного поля для задач электромагнитного каротажа // Геология и геофизика. 2007. Т. 48. № 9. С. 989–995. A. A. Gorbatenko, F. V. Vologdin, K. V. Sukhorukova SIMULATION OF THE EFFECT OF ROUGH BOREHOLE WALLS AND AN EXCENTERED LOGGING SONDE ON THE READINGS OF HIGH-FREQUENCY ELECTROMAGNETIC LOGGING SOUNDING IN WELLS FILLED WITH A HIGH-CONDUCTIVITY DRILLING MUD When studying oil and gas wells drilled with a high electric conductivity drilling mud, high-frequency electromagnetic sounding signals can often be complicated by the effects of rough borehole walls or an excentered sonde. This can lead to a distorted 3D distribution of the electrical resistivity obtained by digital interpretation. On the basis of the results of the digital simulation of signals, an analysis of this effect has been carried out and algorithms for taking it into account have been proposed. Key words: high-frequency electromagnetic logging sounding, high-conductivity biopolymer drilling mud, borehole well roughness, excentricity. 54 Literatura 1. Antonov Yu. N., Ehpov M. I., Kayurov K. N. Praktika VIKIZ v gorizontaljnihkh skvazhinakh s solevihmi biopolimernihmi rastvorami // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2006. Vihp. 9 (150). S. 3–21. 2. Gubina A. I., Giniyatov G. Z., Zhulanov I. N. Vliyanie zheloboobraznihkh obrazovaniyj na pokazaniya GIS // Geologiya nefti i gaza. 1997. № 11. S. 38–42. 3. Zihkina M. G., Mamyashev V. G. Osobennosti krivihkh metoda VIKIZ v gorizontaljnihkh skvazhinakh // Materialih Mezhdunarodnoyj konferencii geofizikov i geologov. Tyumenj, 2007. 4. Ignatov V. S., Sukhorukova K. V. Vliyanie ehkscentrisiteta zonda na signalih vihsokochastotnogo ehlektromagnitnogo karotazha // NTV “Karotazhnik”. Tverj: Izd. AIS. 2009. Vihp. 182. S. 101–110. 5. Ehpov M. I., Shurina Eh. P., Nechaev O. V. Pryamoe trekhmernoe modelirovanie vektornogo polya dlya zadach ehlektromagnitnogo karotazha // Geologiya i geofizika. 2007. T. 48. № 9. S. 989–995. В. И. Ивaнников ОАО “Гaз-Ойл” ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ДОБЫЧА ЕЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ Предлагается новый подход к извлечению остаточных запасов нефти из плотной части коллектора. При этом как бы решается обратная задача формирования нефтегазовой залежи. Ключевые слова: нефть, месторождение, антиклинальная ловушка, перемещение флюидов, остаточные запасы, волновое и сейсмическое воздействие на продуктивные пласты. Литература 1. Баталин О. Ю., Вафина Н. Г. Конденсационная модель образования залежей нефти и газа. М.: Наука, 2008. 248 с. 2. Высоцкий И. В., Высоцкий В. И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений. М.: Недра, 1986. 228 с. 3. Иванников В. И. К вопросу миграции нефти в природных резервуарах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. № 3. С. 15–17. 4. Иванников В. И. Напряженно-деформированное состояние и флюидо-массоперенос в нефтегазовых формациях // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. № 9. С. 15–23. 5. Иванников В. И. Миграция флюидов при формировании залежей углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. № 9. С. 9–11 6. Иванников В. И. Механизм формирования залежей углеводородов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999. № 12. С. 18–21. 7. Иванников В. И. Некоторые существенные заметки, касающиеся миграции углеводородов в пористых и проницаемых пластах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2010. № 2. С. 51–54. 8. Иванников В. И. Газовый перенос нефти в пластах-коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений”. М.: ВНИИОЭНГ, 2006. № 12. С. 14–16. 9. Иванников В. И. Некоторые вопросы теории образования нефти и газа и их скопления в залежах // Геология нефти и газа. М.: Геоинформмарк, 1995. № 5. С. 17–21. 10. Кропоткин П. Н. Дегазация Земли и генезис углеводородов // Журнал Всесоюзного химического общества им. Д. И. Менделеева. 1986. Т. 31. № 5. С. 540–547. 11. Кудрявцев Н. А. Генезис нефти и газа. Л.: Недра, 1973. 214 с. 12. Николя А. Основы деформации горных пород (пер. с англ.). М.: Мир, 1992. 167 с. 13. Рассел У. Л. Основы нефтяной геологии. Л.: Гостоптехиздат, 1958. 619 с. 14. Yong A., Monaghan P. H., Schweisberger P. T. Calculation of Ages of Hydrocarbons in Oil: Physical Chemistry Applied to Petroleum Geochemistry. Part 1. AAPG Bull. 1977. 61 (4). 573–600. V. I. Ivannikov OIL POOLS UPBUILDING AND RESIDUAL OIL RESERVES EXTRACTION A novel approach to residual oil reserves extraction from the dense portion of the reservoir has been proposed. This approach appears to solve an inverse problem of the oil and gas deposit upbuilding. Key words: petroleum, field, anticline trap, fluids migration, residual reserves, wave and seismic effects on producing formations. 77 Literatura 1. Batalin O. Yu., Vafina N. G. Kondensacionnaya modelj obrazovaniya zalezheyj nefti i gaza. M.: Nauka, 2008. 248 s. 2. Vihsockiyj I. V., Vihsockiyj V. I. Formirovanie neftyanihkh, gazovihkh i kondensatno-gazovihkh mestorozhdeniyj. M.: Nedra, 1986. 228 s. 3. Ivannikov V. I. K voprosu migracii nefti v prirodnihkh rezervuarakh // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh mestorozhdeniyj. M.: VNIIOEhNG, 1996. № 3. S. 15–17. 4. Ivannikov V. I. Napryazhenno-deformirovannoe sostoyanie i flyuido-massoperenos v neftegazovihkh formaciyakh // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh mestorozhdeniyj. M.: VNIIOEhNG, 1997. № 9. S. 15–23. 5. Ivannikov V. I. Migraciya flyuidov pri formirovanii zalezheyj uglevodorodov // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh mestorozhdeniyj. M.: VNIIOEhNG, 1998. № 9. S. 9–11 6. Ivannikov V. I. Mekhanizm formirovaniya zalezheyj uglevodorodov // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh mestorozhdeniyj. M.: VNIIOEhNG, 1999. № 12. S. 18–21. 7. Ivannikov V. I. Nekotorihe suthestvennihe zametki, kasayuthiesya migracii uglevodorodov v poristihkh i pronicaemihkh plastakh // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh i gazovihkh mestorozhdeniyj. M.: VNIIOEhNG, 2010. № 2. S. 51–54. 8. Ivannikov V. I. Gazovihyj perenos nefti v plastakh-kollektorakh // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh i gazovihkh mestorozhdeniyj”. M.: VNIIOEhNG, 2006. № 12. S. 14–16. 9. Ivannikov V. I. Nekotorihe voprosih teorii obrazovaniya nefti i gaza i ikh skopleniya v zalezhakh // Geologiya nefti i gaza. M.: Geoinformmark, 1995. № 5. S. 17–21. 10. Kropotkin P. N. Degazaciya Zemli i genezis uglevodorodov // Zhurnal Vsesoyuznogo khimicheskogo obthestva im. D. I. Mendeleeva. 1986. T. 31. № 5. S. 540–547. 11. Kudryavcev N. A. Genezis nefti i gaza. L.: Nedra, 1973. 214 s. 12. Nikolya A. Osnovih deformacii gornihkh porod (per. s angl.). M.: Mir, 1992. 167 s. 13. Rassel U. L. Osnovih neftyanoyj geologii. L.: Gostoptekhizdat, 1958. 619 s. 14. Yong A., Monaghan P. H., Schweisberger P. T. Calculation of Ages of Hydrocarbons in Oil: Physical Chemistry Applied to Petroleum Geochemistry. Part 1. AAPG Bull. 1977. 61 (4). 573–600. Сведения об авторах Аксельрод Самуил Михайлович Доктор технических наук, профессор. Окончил в 1947 г. Азербайджанский индустриальный институт. Член ЕАГО, SPE, SPWLA, лауреат премии им. акад. И. М. Губкина. Научные интересы – разработка геофизических методов исследования скважин и интерпретация данных ГИС. Автор более 190 научных работ и 60 авторских свидетельств. В настоящее время проживает в США. Тел. 215-676-8642 E-mail: samaksel@hotmail.com Алимбекова Анна Рафинатовна Геофизик 2-й категории филиала ООО “ГеоПрайм” – “Томская геофизическая компания”. Окончила в 2010 г. ТПУ ИГНД, геолог. Научные интересы – интерпретация геолого-геофизических данных, инверсия сейсмических данных, модели среды. Тел. (3822) 43-29-93 E-mail: AlimbekovaAR@tgk.tomsk.ru Бабкин Игорь Владимирович Начальник лаборатории интерпретации данных ГИС-контроль ООО “Георесурс”, к. ф.-м. н. Окончил в 1998 г. Московский инженерно-физический институт по специальности “ядерная физика”. Научные интересы – технологии оперативной интерпретации ядерно-геофизических методов ГИС. Автор 12 научных публикаций. Басин Яков Наумович Доктор геол.-минер. наук, профессор, чл.-кор. РАЕН, член ЕАГО, SPWLA. Окончил в 1952 г. геофизический факультет МГРИ. Основной вклад в отечественную геофизику – разработка серийной аппаратуры и методики нейтронных исследований нефтегазовых скважин, методики подсчета запасов и контроля разработки месторождений нефти и газа. Автор более 250 научных работ, 5 монографий, 38 изобретений. Награжден орденом “Знак Почета”, 3 государственными медалями, 5 медалями ВДНХ. Бочкарев Анатолий Владимирович Начальник отдела геологического моделирования и подсчета запасов филиала ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг” “ВолгоградНИПИморнефть”, д. г.-м. н., профессор, член-кор. РАЕН. Научные интересы – формирование залежей углеводородов, разломно-блоковые модели месторождений. Автор 165 публикаций и 3 монографий. Зунделевич Селия Маркосовна Ведущий научный сотрудник ЗАО “Институт геологии и геофизики РАЕН”, сотрудник кафедры геологического факультета МГУ им. М. В. Ломоносова, к. т. н. Окончила в 1958 г. Московский институт инженеров геодезии, аэрофотосъемки и картографии. Научные интересы – разработка алгоритмов, методик и технологии компьютерной обработки и интерпретации данных ГИС, программных комплексов для автоматизированных систем “Каротаж”, АСОИГИС, “Гинтел”, “Подсчет”. Автор более 50 научных публикаций. Зюбин Иван Алексеевич Ведущий геофизик филиала ООО “ГеоПрайм” – “Томская геофизическая компания”. Окончил в 2005 г. ИГНД ТПУ, горный инженер. Научные интересы – интерпретация геолого-геофизических данных по параметрическим, поисковым и разведочным скважинам, переинтерпретация данных ГИС и бурения по старому фонду скважин, адаптация и применение данных ГИС в сейсморазведочных интерпретационных проектах. Тел. (3822) 43-29-93 E-mail: ZjubinIA@tgk.tomsk.ru Иванников Владимир Иванович Научно-технический директор ОАО “Газ-Ойл”, д. т. н., профессор, академик РАЕН. Окончил в 1968 г. Московский геологоразведочный институт им. С. Орджоникидзе. Научные интересы – геология нефти и газа, бурение глубоких и сверхглубоких скважин, техника и технология добычи углеводородного сырья. Автор 4 монографий, более 200 научных публикаций и изобретений. Калинина Елена Алексеевна Заведующая лабораторией промысловой геофизики ООО “ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть”. Окончила в 1988 г. Грозненский нефтяной институт. Научные интересы – петрофизическое обеспечение и комплексная интерпретация геолого-геофизических исследований скважин. Автор 15 научных публикаций. Тел. (8442) 96-77-68 E-mail: ekalinina@lukoilvmn.ru Молчанов Александр Анатольевич Профессор кафедры геофизики Санкт-Петербургского государственного горного университета, д. т. н., действительный член МАНЭБ, РАЕН, лауреат Государственной премии СССР, заслуженный деятель науки и техники Башкирской АССР. Научные интересы – разработка новых технологий повышения нефтеотдачи пластов месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, создание новых видов геофизической аппаратуры для ГИРС. Автор более 300 научных публикаций, 90 авторских свидетельств и патентов. Остроухов Сергей Борисович Ведущий научный сотрудник ООО “ЛУКОЙЛ–ВолгоградНИПИморнефть”. Окончил в 1977 г. Волгоградский политехнический институт, канд. хим. наук. Научные интересы – состав и строение углеводородов нефтяного ряда, геохимические процессы в недрах, условия формирования и закономерности пространственного размещения залежей УВ. Автор более 120 публикаций. Тел. (8442) 96-77-42 E-mail: geomod@lukoilvmn.ru Сухорукова Карина Владимировна Старший научный сотрудник лаборатории скважинной геофизики ИНГГ СО РАН, к. т. н. Окончила в 1987 г. ГГФ Новосибирского государственного университета. Научные интересы – численная интерпретация комплекса данных скважинной электрометрии. Тел. (383) 330-49-52 E-mail: suhorukovakv@ipgg.nsc.ru

bne: И. А. Зюбин, А. Р. Алимбековa Филиaл ООО “ГеоПрaйм” – “Томскaя геофизическaя компaния” ОПЫТ ПОДГОТОВКИ ДАННЫХ ГИС ДЛЯ ИНТЕГРАЦИИ В КОМПЛЕКСНЫЕ ПРОЕКТЫ ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОЛОГО--ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ Часто, в силу различных причин, при построении геологической модели месторождения углеводородов (УВ) отсутствуют или доступны в очень ограниченном объеме данные ГИС, такие как акустический каротаж (АК) и гамма-гамма-плотностной каротаж (ГГК-П), имеющие важное значение для преобразования петрофизических параметров в сейсмические атрибуты. Авторами рассмотрено, как, привлекая другие методы ГИС, можно синтезировать недостающие данные практически для любой скважины с приемлемой степенью достоверности. Ключевые слова: акустический каротаж, гамма--гамма--плотностной каротаж, синтетическая кривая, параметр акустической жесткости, инверсия. Литература 1. Добрынин. В. М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1988. С. 175–186. 2. Перьков Н. А. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Гостоптех-издат, 1963. С. 176–182. 3. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ “Тверьгеофизика”, 2003. С. 5–40 – 5–44. 4. Филиппова К. Е., Пономаренко П. Г., Коженков А. Ю. и др. Построение объемных моделей карбонатных резервуаров с использованием различных алгоритмов инверсии волнового поля на примере месторождения Тимано-Печорской провинции // Технология сейсморазведки. 2011. № 1. С. 34–45. I. A. Zyubin, A. R. Alimbekova THE EXPERIENCE OF PREPARING WELL LOGGING DATA FOR INTEGRATION INTO COMPREHENSIVE GEOLOGIC AND GEOPHYSICAL DATA INTERPRETATION Often, due to different causes, the geological simulation of a hydrocarbon field lacks or has very limited well logging data such as sonic logs and density gamma-gamma logs that are substantial for petrophysical parameters transformation to seismic attributes. The authors have considered using other well logs to synthesize lacking data for practically any well with acceptable reliability. Key words: sonic log, density gamma gamma log, synthetic curve, elastic impedance parameter, inversion. 9 Literatura 1. Dobrihnin. V. M. Interpretaciya rezuljtatov geofizicheskikh issledovaniyj neftyanihkh i gazovihkh skvazhin. M.: Nedra, 1988. S. 175–186. 2. Perjkov N. A. Interpretaciya rezuljtatov karotazha skvazhin. M.: Gostoptekh-izdat, 1963. S. 176–182. 3. Petersilje V. I., Poroskun V. I., Yacenko G. G. Metodicheskie rekomendacii po podschetu geologicheskikh zapasov nefti i gaza objhemnihm metodom. Moskva–Tverj: VNIGNI, NPC “Tverjgeofizika”, 2003. S. 5–40 – 5–44. 4. Filippova K. E., Ponomarenko P. G., Kozhenkov A. Yu. i dr. Postroenie objhemnihkh modeleyj karbonatnihkh rezervuarov s ispoljzovaniem razlichnihkh algoritmov inversii volnovogo polya na primere mestorozhdeniya Timano-Pechorskoyj provincii // Tekhnologiya seyjsmorazvedki. 2011. № 1. S. 34–45. ====================== Значительная часть работы посвящена старой и актуально теме - восстановления акустики по иным методам Восстановление кривых идет или по нейтроннику или по плотности с поправками за глинистость (при необходимости) К сожалению, авторы IMHO скупо пишут про отбраковку показаний или про учет диаметра скважины (я про это писал лет десять назад и это значимо) Поучительна и неожиданна для меня иллюстрация с восстановлением сейсмического разреза с ошибочной акустикой и с исправленной Другое дело, что работы пропагандирующие синтетические кривые (вместо расширения комплекса ГИС) мне представляются методически неправильными Мерять надо больше, а не меньше, но за счет большего и лучшего комплекса повышать точность результатов

bne: Е. А. Кaлининa, А. В. Бочкaрев, С. Б. Остроухов, Е. П. Медведевa Филиaл ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг” “ВолгогрaдНИПИморнефть” В. А. Бочкaрев “ЛУКОЙЛ Оверсиз Сервис Б.В.” ИЗМЕНЕНИЕ СВОЙСТВ ПОРОД В ЗОНАХ ДИЗЪЮНКТИВНОЙ ТЕКТОНИКИ По данным изучения керна, промыслово-геофизических и других материалов установлена связь фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород с тектонической трещиноватостью. Ключевые слова: керн, каротажные диаграммы, разломно-блоковое строение, плоскость сместителя сброса, трещиноватость, физико-химические свойства пород, зона дробления пород, продуктивность. Литература 1. Беспалов С. Н., Бакуев О. В. Оценка влияния разломов на геологические особенности залежей и продуктивность коллекторов газовых месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1995. № 7. С. 16–21. 2. Бочкарев В. А., Бочкарев А. В. Сбросы и сбросо-сдвиги в нефтегазовой геологии. М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2012. 234 с. 3. Григорьев В. Е., Любич Г. А., Тихонова С. Д. Горно-геометрический анализ разрывных нарушений угольных пластов // Уголь. 1988. № 5. С. 61–63. 4. Делия С. В., Анисимов Л. А., Романюк И. Е. Дислокации Кряжа Карпинского в пределах акватории Северного Каспия // Геология нефти и газа. 2004. № 6. С. 26–31. 5. Делия С. В., Анисимов Л. А., Романюк И. Е. Зоны дробления в осадочных формациях на акватории Северного и Среднего Каспия // Сб. ст. ООО “ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть”. Волгоград, 2004. Вып. 62. С. 91–97. 6. Ермолова Т. Е. Литологические признаки дизъюнктивных дислокаций (латеральных флюидоупоров) в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2003. № 4. С. 14–19. 7. Касьянова Н. А. Роль трещиноватости горных пород в формировании углеводородных залежей в пределах Николаевско-Городищенской предбортовой ступени западного борта Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2009. № 4. С. 10–17. 8. Храмова И., Шафиков Р. Сопровождение проводки горизонтальных скважин картированием трещиноватости методом миграции дуплексных волн // Нефтесервис: Бурение. 2011. № 2. С. 50–52. E. A. Kalinina, A. V. Bochkarev, S. B. Ostroukhov, E. P. Medvedeva, V. A. Bochkarev ROCK PROPERTIES BEHAVIOR IN DISJUNCTIVE TECTONICS ZONES From the core analysis, production logging data and other materials, a relationship between the filtration and capacity properties (FES) of the rock and the tectonic fracturing has been found out. Key words: core, well logs, fault block structure, fault plane, fracturing, physicochemical rock properties, rock crushing zone, productivity. 35 Literatura 1. Bespalov S. N., Bakuev O. V. Ocenka vliyaniya razlomov na geologicheskie osobennosti zalezheyj i produktivnostj kollektorov gazovihkh mestorozhdeniyj Zapadnoyj Sibiri // Geologiya nefti i gaza. 1995. № 7. S. 16–21. 2. Bochkarev V. A., Bochkarev A. V. Sbrosih i sbroso-sdvigi v neftegazovoyj geologii. M.: OAO “VNIIOEhNG”, 2012. 234 s. 3. Grigorjev V. E., Lyubich G. A., Tikhonova S. D. Gorno-geometricheskiyj analiz razrihvnihkh narusheniyj ugoljnihkh plastov // Ugolj. 1988. № 5. S. 61–63. 4. Deliya S. V., Anisimov L. A., Romanyuk I. E. Dislokacii Kryazha Karpinskogo v predelakh akvatorii Severnogo Kaspiya // Geologiya nefti i gaza. 2004. № 6. S. 26–31. 5. Deliya S. V., Anisimov L. A., Romanyuk I. E. Zonih drobleniya v osadochnihkh formaciyakh na akvatorii Severnogo i Srednego Kaspiya // Sb. st. OOO “LUKOYjL-VolgogradNIPImorneftj”. Volgograd, 2004. Vihp. 62. S. 91–97. 6. Ermolova T. E. Litologicheskie priznaki dizjhyunktivnihkh dislokaciyj (lateraljnihkh flyuidouporov) v yurskikh i nizhnemelovihkh otlozheniyakh Zapadnoyj Sibiri // Geologiya nefti i gaza. 2003. № 4. S. 14–19. 7. Kasjyanova N. A. Rolj trethinovatosti gornihkh porod v formirovanii uglevodorodnihkh zalezheyj v predelakh Nikolaevsko-Gorodithenskoyj predbortovoyj stupeni zapadnogo borta Prikaspiyjskoyj vpadinih // Geologiya nefti i gaza. 2009. № 4. S. 10–17. 8. Khramova I., Shafikov R. Soprovozhdenie provodki gorizontaljnihkh skvazhin kartirovaniem trethinovatosti metodom migracii dupleksnihkh voln // Nefteservis: Burenie. 2011. № 2. S. 50–52. =============== Все выглядит очень интересно Но тема литологии и западные представления по тематике практически не цитируются Но хорошо бы мне достать книжку этих коллег (как выяснялось, они регулярно бывают на ГЕОМОДЕЛИ)

bne: Р. Т. Хaмaтдинов, Д. В. Белоконь, В. А. Пaнтюхин, В. М. Теленков РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНИКО--ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРАБОТОК ООО “НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА” И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН Перечислены разработки ООО “Нефтегазгеофизика” в области технологии и техники геофизических исследований скважин. Приведены примеры успешного использования этих разработок. Ключевые слова: ООО “Нефтегазгеофизика”, скважины, аппаратурно--программные комплексы, разработки, результаты. Р. Т. Хaмaтдинов, Д. В. Белоконь, В. А. Пaнтюхин, В. М. Теленков КОМПЛЕКС АВТОНОМНЫХ ПРИБОРОВ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И СКВАЖИН СО СЛОЖНЫМ ПРОФИЛЕМ СТВОЛА Представлены результаты разработки и испытания приборов комплекса “Каскад-А”; описаны решаемые геологические задачи по литологическому расчленению разреза, определению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), коэффициентов нефтегазонасыщенности во всех категориях скважин и коллекторах различного типа; приведены сравнения погрешностей скважинных исследований комплексом и традиционными кабельными приборами. Ключевые слова: автономные приборы, горизонтальные скважины, пологие скважины, боковые стволы. Н. В. Козяр, В. В. Коробченко ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОЦЕНКИ УПРУГИХ ПАРАМЕТРОВ ПОРОД И КОНТРОЛЬ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПО МАТЕРИАЛАМ ПРИБОРА АВАК Обобщен опыт работ определения параметров анизотропии пород и гидроразрыва пласта в прискважинной зоне по данным прибора АВАК, полученным в скважинах старого фонда. Ключевые слова: анизотропия, каротаж, акустика, трещины, гидроразрыв. Литература 1. Козяр Н. В. Оценка упругих параметров пород и направления развития трещины ГРП по материалам акустического каротажа: Доклад на научно-производственной конференции “Вопросы проектирования и предварительного рассмотрения документации на разработку месторождений нефти и газа в Западной Сибири и пути их решения”. 2009. 2. Tang X. M., Cheng A. Quantitative Borehole Acoustic Methods // Seismic Exploration. 2004. Vol. 24. Е. М. Митюшин, Р. Т. Хaмaтдинов, В. К. Громцев, С. С. Сошин СОСТОЯНИЕ И РАЗВИТИЕ СИЛЬНОГО ПОЛЯ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО КАРОТАЖА В ООО “НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА” Рассмотрены вопросы применения российских приборов ядерно-магнитного каротажа искусственного поля. Описана методика метрологической аттестации соответствующей аппаратуры в ООО “Нефтегазгеофизика”. Ключевые слова: магнитное поле, ядерно--магнитный томографический каротаж, спиновое эхо, аппаратура, метрология, методика. Литература 1. Аксельрод С. М., Неретин В. Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. М.: Недра, 1990. С. 69. 2. Малинин А. В. О некоторых возможностях ядерно-магнитного каротажа при геолого-техническом моделировании // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 116–117. С. 23–43. 3. Митюшин Е. М., Барляев В. Ю., Мурцовкин В. А., Хаматдинов Р. Т. Первый российский прибор ядерно-магнитного каротажа с использованием поля постоянных магнитов // Геофизика. 2002. № 1. С. 43–50. 4. Мурцовкин В. А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерного магнитного резонанса // Коллоидный Журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 685–692. 5. Пат. РФ № 2181901. Способ каротажа с использованием ядерно-магнитного резонанса и устройство для его осуществления / Митюшин Е. М., Барляев В. Ю., Хаматдинов Р. Т. 2002. 6. Пат. РФ № 2367982. Способ каротажа с использованием ядерно-магнитного резонанса и устройство для его осуществления / Митюшин Е. М., Сошин С. С., Хаматдинов Р. Т. 2009. 7. Хаматдинов Р. Т., Митюшин Е. М., Барляев В. Ю., Мурцовкин В. А., Малинин А. В. Ядерно-магнитный томографический каротаж // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 100. С. 138–169. 8. Dunn K.-J., Bergman D. J., LaTorraca G. A. Nuclear Magnetic Resonance. Petrophysical and Logging Applications. New York: Pergamon, 2002. P. 94. 9. Goelman G., Prammer M. G. The CPMG Pulse Sequence in Strong Magnetic Field Gradients with Applications to Oil-Well Logging // Journal of Magnetic Resonance, Series A. 1995. Vol. 113. № 1. P. 11–18. 10. Khamatdinov R., Mityushin E., Murtsovkin V., Tiller D., Jonkers J. Fiеld Test of a New Nuclear Magnetic Resonance Tool // SPWLA 44 Annual Logging Symposium, 2003. Paper AAA. 11. Meiboom S., Gill D. Modified SpinEcho Method for Measuring Nuclear Relaxation Times // Rev. Sci. Instrum. 1958. № 29. с. 688. 12. Straleya C., Rossinia D., Vinegarb H., Tutunjianb P., Morriss C. Core Analysis by Low-Field NMR // The Log Analyst. 1997. Vol. 38. № 2. P. 84–94. Б. В. Рудяк, О. М. Снежко, Ю. Л. Шеин ТЕХНОЛОГИЯ ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ ВЫСОКОГО РАЗРЕШЕНИЯ Технология индукционного каротажного зондирования высокого разрешения, реализованная на базе пятизондовой аппаратуры индукционного каротажа, предусматривает цифровую калибровку, цифровую регистрацию данных ИК, а также процедуру обработки результатов скважинных измерений, формирующую набор синтетических диаграмм, соответствующих зондам с заданными радиальными и вертикальными характеристиками. Приведены характеристики физических и синтетических зондов аппаратуры 5ИК. На расчетных и скважинных материалах продемонстрирована высокая эффективность разработанной технологии. Ключевые слова: удельное электрическое сопротивление, индукционное каротажное зондирование, синтетические зонды. Литература 1. Методическое руководство по проведению индукционного каротажа аппаратурой 4ИК и первичной обработке данных. Тверь: ООО “Нефтегазгеофизика”, 2005. 2. Шеин Ю. Л., Павлова Л. И., Рудяк Б. В., Снежко О. М. Определение геоэлектрических характеристик разреза в программе LogWin-ЭК // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 5 (182). С. 89–100. 3. Barber, T. D., Roshal, R. A. Using a Multiarray Induction Tool to Achieve High-resolution Logs with Minimum Environmental Effects. Paper SPE 22725. 4. LogPWin – комплекс программ первичной обработки данных каротажа. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005612569. 5. LogWin-ЭК. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2005610807. Ю. А. Денисов, М. Г. Буяльский, М. М. Нaвaркинa, А. П. Яковлев ПРОГРАММНО--АППАРАТУРНЫЙ КОМПЛЕКС “ГЛУБИНОМЕР”. ИСТОРИЯ РАЗРАБОТКИ И ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ Рассмотрена история развития отдельных систем, входящих в состав комплекса “Глубиномер”. Приведены сведения об обработке результатов регистрации и программного обеспечения. Ключевые слова: каротаж, автономные приборы, глубиномер, буровой инструмент. Литература 1. Власенко П. И., Денисов Ю. А., Яковлев А. П. Измерительный комплекс “Глубиномер А1Т” для привязки данных от автономных приборов к глубине // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2005. Вып. 5–6 (132–133). С. 221–229. 2. ГОСТ 1451-77. Краны грузоподъемные. Нагрузка ветровая. Нормы и метод определения. 3. Контактные сети и линии электропередач. Изд. “Маршрут”, 2003. 416 с. 4. http://scbist.com/scb/uploaded/kontaktnaya-set/6.htm. 5. http://gelstver.ru/catalog/stancijageologotehnologicheskihissledovanijsi/dnk. 6. http://karotazh.ru/sites/default/files/files/glubinomer(2).pdf. М. А. Юмaтов, А. А. Веселков, А. Ю. Юмaтов, С. А. Стрельцов НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ И СОВРЕМЕННАЯ КОНЦЕПЦИЯ ПОСТРОЕНИЯ Рассмотрена краткая история развития разработок специалистов ООО “Нефтегазгеофизика” в области наземного оборудования геофизических исследований скважин. Приведены описания структуры реализованных на практике вариантов каротажных регистраторов. Основное внимание уделено разработке нового поколения систем сбора каротажных данных. Ключевые слова: каротаж, система сбора данных, регистрирование, декодирование. Литература 1. Виртуальная машина VirtualBox // http://help.ubuntu.ru/wiki/virtualbox. 2. Максфилд Клайв. Проектирование на ПЛИС. Курс молодого бойца. М.: Издательский дом “Додэка-XXI”, 2007. 3. Руководство пользователя Xen v3.0 // http://xgu.ru/xen/manual. 4. Чеботарев А. Семь вещей, которые нужно знать о VMWare и VirtualPC // http://technet.microsoft.com/ru-ru/library/ee449411%28v=ws.10%29. 5. Юматов А. Ю., Веселков А. А., Стрельцов С. А., Юматов М. А. Наземный геофизический комплекс сбора данных и управления. Концепция построения и варианты реализации // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 143–145. С. 138–143. 6. Юматов А. Ю., Веселков А. А., Ершов С. А. Система сбора для проведения геофизических исследований в скважинах: концепция построения // Международная научно-техническая конференция “Компьютерные технологии в управлении, диагностике и образовании”. 7. IEEE Standard Signalling Method for a Bidirectional Parallel Peripheral Interface for Personal Computers IEEE 1284. IEEE P1284 Draft D1.2 8/1/00. 8. IEEE Conformance Test Methodology for IEEE Standards for Local and Metropolitan Area Networks – Specific Requirement. Part 3: Carrier Sense Multiple Access with Collision Detection (CSMA/CD) Access Method and Physical Layer Specifications IEEE 802.3. IEEE Std 1802.3–2001(Revision of IEEE Std 1802.3–1991). 9. Hyper-V // http://technet.microsoft.com/ru-ru/library/cc753637%28v=ws.10%29. 10. RTXRuntimeReleaseNotes.pdf, Citrix Company (документация к пакету Ardence RTX). 11. PCI Express® Base Specification Revision 3.0. November 10, 2010. 12. Universal Serial Bus SpecificationI Revision 2.0. April 27, 2000. В. А. Велижaнин, Н. Г. Лободa, Д. Р. Лободa, А. А. Бубеев, Д. Г. Зыков, Г. К. Точиленко ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА--КАРОТАЖА ДЛЯ ОЦЕНКИ МАССОВЫХ СОДЕРЖАНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ В ПОРОДЕ Обобщены результаты скважинных испытаний аппаратуры спектрометрического нейтронного гамма-каротажа на месторождениях Западной Сибири и Якутии. Ключевые слова: скважина, аппаратура, спектрометрия, нейтронный гамма--каротаж. Литература 1. Бубеев А. А., Велижанин В. А., Лобода Н. Г., Тихонов А. Г. Некоторые результаты модельных и скважинных испытаний оценки массовых содержаний элементов по данным спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 8 (197). С. 67–80. 2. Бубеев А. А., Велижанин В. А., Лобода Н. Г. Способы и алгоритмы обработки данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой СНГК-89 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 8 (206). С. 55–72. 3. Велижанин В. А., Бубеев А. А., Лобода Н. Г. и др. Аппаратура спектрометрического нейтронного гамма-каротажа для оценки массовых содержаний элементов в породе // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 2 (200). С. 73–77. 4. Лобода Н. Г., Велижанин В. А., Бубеев А. А. Математическое моделирование спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 7 (196). С. 50–69. Г. Б. Бурдо, Ю. А. Стрельников ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕТАЛЛОРЕЖУЩЕГО ИНСТРУМЕНТА В ГЕОФИЗИЧЕСКОМ ПРИБОРОСТРОЕНИИ Проанализированы показатели эффективности эксплуатации металлорежущего инструмента. Показаны результаты производственных экспериментов по исследованию стойкости режущих пластин с многослойными покрытиями. Даны критерии экспресс-оценки работоспособности пластин и рекомендации по их эффективному использованию. Ключевые слова: резание металлов, инструмент с многослойными покрытиями, стойкость режущего инструмента, критерии износа, эффективность. Литература 1. Баранов В. И., Боровский Г. В. и др. Справочник конструктора-инструментальщика. М.: Машиностроение, 1994. 560 с. 2. Грановский Г. И., Грановский В. Г. Резание металлов. М.: Машиностроение, 1995. 304 с. 3. Руководство по металлообработке. SANDVIK Сoromant, 2010. 916 с. А. С. Буевич УЛЬТРАЗВУКОВОЙ МОДУЛЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА “ГРАНИТ-ОНИКС” ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН Приведено краткое описание ультразвукового расходомера УЗИ и результатов его применения. Поскольку УЗИ является частью аппаратурного комплекса “Гранит–Оникс”, указаны его характеристики. Ключевые слова: обсаженная скважина, эксплуатация, поток, акустические измерения, комплекс. Литература 1. Буевич А. С. Модуль ультразвуковых исследований для эксплуатационных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 143–145. С. 91–97. 2. Буевич А. С. Опыт использования модуля ультразвуковых исследований в нагнетательных скважинах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 1 (154). С. 21–27. 3. Буевич А. С. Опыт использования метода ультразвуковых исследований в стволе нефтяных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 3 (156). С. 3–8. 4. Буевич А. С., Коршиков С. Н. Высокочувствительный ультразвуковой плотностномер УЗИ-П // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 6 (183). С. 40–50. В. В. Вержбицкий, Н. Г. Козыряцкий, Г. А. Кaлистрaтов МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ИЗМЕРЕНИЙ ГРАДИЕНТ- И ПОТЕНЦИАЛ--ЗОНДАМИ В КОНТРОЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ Предложен математический аппарат для расчета параметров имитационных колонн (имитаторов УЭС) контрольной скважины с искусственным разрезом, используемой для проверки работоспособности и стандартизации аппаратуры электрического каротажа (ЭК). Ключевые слова: контрольная скважина, имитатор и имитационная колонна электрического сопротивления. Литература 1. Альпин Л. М. К моделированию задач электроразведки и электрического каротажа // Разведочная геофизика. Т. XXXVI. 1959. 2. А. с. 827764 СССР, МКИ Е21В47/00. Устройство для контроля скважинной аппаратуры. 3. А. с. 1239283 СССР, МКИ Е21В47/00. Устройство для контроля воспроизводимости показаний скважинной аппаратуры. 4. Блюменцев A. M., Калистратов Г. А. и др. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1991. С. 54–65. 5. Дембицкий С. И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. М.: Недра, 1991. 6. Дембицкий С. И. Типовые конструкции контрольно-поверочных скважин // Повышение качества геофизических измерений. Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1981. 7. Калистратов Г. А., Козыряцкий Н. Г. Унифицированная конструкция контрольной скважины с имитаторами электрических, акустических и радиоактивных свойств пластов горных пород // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 10. С. 69–76. В. А. Велижaнин, Н. Г. Лободa МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ АППАРАТУРЫ В ОТДЕЛЕ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА ООО “НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА” Рассмотрены вопросы математического моделирования при разработке зондовых установок и интерпретационного обеспечения радиоактивного каротажа. Показана эффективность этих разработок. Ключевые слова: радиоактивный каротаж, аппаратура, интерпретация, математическое моделирование. Литература 1. Велижанин В. А., Волнухина А. А., Емельянов А. В. Математическое моделирование при разработке и обосновании интепретационного обеспечения автономной аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 5 (170). С. 79–85. 2. Велижанин В. А., Бубеев А. А., Лобода Н. Г. Способ и алгоритм обработки данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа, выполненного аппаратурой СНГК-89 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 8 (206). С. 55–71. 3. Велижанин В. А., Бубеев А. А., Лобода Н. Г., Мызников Ю. Г. Влияние галита на результаты определения пористости по данным нейтронного каротажа аппаратурой СРК-76 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 5 (215). С. 83–95. 4. Велижанин В. А., Климок В. В., Лобода Н. Г., Точиленко Г. К. и др. Инструкция по проведению нейтронного и гамма-каротажа аппаратурой СРК-76 и обработке результатов измерений. МИ 41-17-1400-04. Тверь: ООО “Нефтегазгеофизика”, 2004. 54 с. 5. Лобода Н. Г., Велижанин В. А., Бубеев А. А. Математическое моделирование спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 7 (196). С. 50–69. 6. Хаматдинов Р. Т., Еникеева Ф. Х., Велижанин В. А. и др. Методические указания по проведению нейтронного и гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов измерений. Калинин: НПО “Союзпромгеофизика”, 1989. 81 с. Н. А. Смирнов ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СДВИГОВОЙ АЗИМУТАЛЬНОЙ АНИЗОТРОПИИ ГОРНЫХ ПОРОД ОТНОСИТЕЛЬНО УПРУГИХ СВОЙСТВ В СКВАЖИНАХ Экспериментально, путем проведения измерений дипольными электроакустическими преобразователями в модели азимутально-анизотропной среды, показан эффект расщепления поляризованной поперечной волны по двум направлениям: быстрому и медленному. В контролируемых условиях лабораторной модели изучена динамика и спектральный состав поляризованных поперечных волн. Проведено тестирование программы обработки данных аппаратуры АВАК. Доказана достоверность определений параметров упругой анизотропии горных пород как в модели, так и в реальной скважине. Ключевые слова: физическое моделирование, дипольные измерения, упругая анизотропия, волновой акустический каротаж. Литература 1. Физические величины: Справочник / Под ред. И. С. Григорьева и Е. З. Михайлова. М.: Энергоатомиздат, 1991. 2. Alford R. M. Shear Data in the Presence of Azimuthal Anisotropy: Dilley, Texas. Presented at 56-th SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1986. Р. 476–479. 3. Hatchell P. J., Cowles C. S. Flexural Borehole Modes and Measurement of Shear-Wave Azimuthal Anisotropy. Presented at 62-nd SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1992. Р. 201–204. 4. Cheng N., Cheng C. H. Decomposition and Particale Motion of Acoustic Dipole Log in Anisotropic Formation. Presented at 65-th SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1995. Р. 1–4. 5. Crampin S. Evaluation of Anisotropy by Shear-Wave Splitting // Geophysics. 1985. V. 50. № 1. Р. 142–152. 6. Esmersoy C., Koster K., Williams M., Kane M. Dipole Shear Anisotropy Logging. Presented at 64-th SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1994. Р. 1139–1142. 7. Leslie H. D., Randall C. J. Multipole Sources in Boreholes Penetrating Anisotropic Formations: Numerical and Experimental Results. JASA, 1992. V. 91. № 1. Р. 12–27. 8. Mueller M. C., Boyd J., Esmersoy C. Case Studies of the Dipole Shear Anisotropy Log. Presented at 64-th SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1994. Р. 1143–1146. 9. Sinha B. K., Norris A. N., Chang S.-K. Borehole Flexural Modes in Anisotropic Formations. Presented at 62-nd SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1992. Р. 855–858. 10. Tang X. M., Cheng A. Quantitative Borehole Acoustic Methods. Elsevier, 2004. 255 p. 11. Tao G., Zhu Z., Cheng C. H. An Investigation on Azimuthal Anisotropy Measurements with Ultrasonic Dipole Data. Presented at 65-th SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1995. Р. 85–88. 12. Zhu Z., Cheng C. H., Toksoz M. N. Propagation of Flaxural Waves in an Azimuthaly Anizotropic Borehole Model. Presented at 63-nd SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1993. Р. 68–72. 13. Zhu Z., Cheng C. H., Toksoz M. N. Polarization and Particle Motion of the Flexural Waves in an Anizotropic Borehole Model. Presented at 65-th SEG annual meeting, Expanded Abstracts, 1995. Р. 89–92. В. А. Мурцовкин ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КАПИЛЛЯРНО-РЕШЕТОЧНОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ РАСЧЕТА ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГОРНЫХ ПОРОД Для упрощения анализа получаемых результатов при расчете электрических и фильтрационных характеристик горных пород в качестве исходных данных использовались наиболее простые по форме модельные распределения пористости по размерам пор. Это распределения в виде треугольника, прямоугольника, полуэллипса и др. Представленные результаты иллюстрируют возможности модели для описания петрофизических свойств горных пород. Ключевые слова: капиллярно--решеточная модель, распределение пористости, параметр пористости, проницаемость, закон Дахнова–Арчи. Литература 1. Духин С. С. Электропроводность и электрокинетические свойства дисперсных систем. Киев: Наукова думка, 1975. 2. Коатес Д. Р., Хиао Л. Ч., Праммер М. Д. Каротаж ЯМР. Принципы и применение. Хьюстон: Халибартон, 2001. 3. Мурцовкин В. А. Мультирешеточная модель для расчета характеристик пористых сред. Расчет электропроводности // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 677–684. 4. Мурцовкин В. А., Топорков В. Г. Новая ЯМР-технология петрофизических исследований керна, шлама и флюидов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 69. С. 84–97. 5. Мурцовкин В. А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерно-магнитного резонанса // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 685–692. 6. Мурцовкин В. А. Электропроводность пористых сред с двухфазным насыщением // Коллоидный журнал. 2013. Т. 75. № 1. С. 109–117. 7. Мурцовкин В. А., Зеленов А. С. Расчет электропроводности и проницаемости горных пород по данным ядерно-магнитного каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 2–4 (143–145). С. 108–120. 8. Тиаб Д., Доналдсон Э. Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. М.: ООО “Премиум Инжиниринг”, 2009. 9. Dunn K.-J., Bergman D. J., LaTorraca G. A. Nuclear Magnetic Resonance. Petrophysical and Logging Applications. Pergamon, 2002. В. Ю. Бaрляев ОСОБЕННОСТИ ОБРАБОТКИ СИГНАЛОВ СПИНОВОГО ЭХА В ПРИБОРЕ ЯДЕРНО--МАГНИТНОГО КАРОТАЖА СИЛЬНОГО ПОЛЯ Рассмотрены вопросы повышения отношения сигнал/шум при регистрации сигналов спинового эха в приборе ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) сильного поля как аппаратными (аналоговые входные цепи), так и математическими (цифровая обработка сигналов) методами. Сравниваются различные схемы входных цепей приемника сигналов спинового эха и делается вывод о предпочтительности двухконтурной входной цепи. Сравниваются различные цифровые фильтры, применяемые для выделения сигналов спинового эха, и делается вывод о предпочтительности применения треугольного окна. Ключевые слова: прибор ЯМК сильного поля, сигнал спинового эха, отношение сигнал/шум, цифровая обработка сигнала. Литература 1. Васин В. В., Степанов Б. М. Выходные сигналы радиотехнических устройств при оптимальной фильтрации. М.: Изд-во “Энергия”, 1967. Ю. Л. Ивaнов, С. С. Сошин ИЗМЕРЕНИЕ ВРЕМЕН ПОПЕРЕЧНОЙ РЕЛАКСАЦИИ НА РЕЛАКСОМЕТРЕ “ЭКСПО-КЕРН”. МЕТОДЫ ТЕСТИРОВАНИЯ ЯМР-РЕЛАКСОМЕТРОВ Рассмотрены вопросы точности измерения времен релаксации на ЯМР-релаксометре, разработанном в ООО “Нефтегазгеофизика”. Представлен материал, характеризующий метрологические характеристики устройства. Описаны эксперименты, пригодные для тестирования аппаратуры подобного класса. Ключевые слова: ядерно--магнитный резонанс, релаксометрия, поперечная релаксация, спин-спиновая релаксация, исследования керна. Литература 1. Абрагам А. Ядерный магнетизм. М.: Изд. иностранной литературы, 1963. С. 302–307. 2. Аксельрод С. М., Неретин В. Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. М.: Недра, 1990. С. 69. 3. Лёше А. Ядерная индукция. М.: Изд. иностранной литературы, 1963. С. 307. 4. Мурцовкин В. А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерного магнитного резонанса // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 685–692. 5. Чижик В. И. Ядерная магнитная релаксация. СПб.: Изд. Санкт-Петербургского университета, 2004. С. 241. 6. Dunn K.-J., Bergman D. J., LaTorraca G. A. Nuclear Magnetic Resonance. Petrophysical and Logging Applications. New York: Pergamon, 2002. P. 26–94. 7. Meiboom S., Gill D. Modified SpinEcho Method for Measuring Nuclear Relaxation Times // Rev. Sci. Instrum. 1958. № 29. P. 688. 8. Straleya C., Rossinia D., Vinegarb H. et al. Core Analysis by Low-Field NMR // The Log Analyst. 1997. Vol. 38. № 2. P. 84–94. С. Р. Усмaнов ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОЙ ЗАВИСИМОСТИ ПОКАЗАНИЙ ДАТЧИКОВ ЛИНЕЙНОГО ПЕРЕМЕЩЕНИЯ, ПРЕДНАЗНАЧЕННЫХ ДЛЯ РАБОТЫ ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ ДО 250 °С Представлены результаты исследования датчиков токовихревого, резистивного и индукционного типов для использования в скважинной аппаратуре, эксплуатирующейся при температуре до 250 °С. Ключевые слова: скважина, датчик перемещения, каверномер, профилемер, высокая температура. Н. Г. Козыряцкий ИСТОЧНИКИ ПОГРЕШНОСТЕЙ ИНКЛИНОМЕТРИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Оценены диапазоны значений погрешностей инклинометрических исследований, предложены меры по снижению этих погрешностей. Ключевые слова: скважина, инклинометрия, погрешности, калибровка инклинометров. Литература 1. Атамов Ф. А. К вопросу вычисления пространственных координат ствола наклонной скважины // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1970. № 8 (530). С. 17–19. 2. Булатов А. И., Проселков Е. Ю., Проселков Ю. М. Бурение горизонтальных скважин. Краснодар: Советская Кубань, 2008. 424 с. 3. Гарейшин З. Г. Совершенствование метрологического обеспечения инклинометрии нефтегазовых скважин: Автореф. дисс. … канд. тех. наук. Уфа: Центр метрологических исследований “Урал-Гео”, 2006. 4. Голубинцев О. Н. Метод вычисления координат точек измерения пространственно искривленной оси скважины // Разведка и охрана недр. 1970. № 12. С. 18–23. 5. Зайдель А. Н. Ошибки измерений физических величин. Л.: Наука, 1974. С. 86–87. 6. Калинин А. Г. Искривление скважин. М.: Недра, 1974. 7. Козыряцкий Н. Г. Совершенствование методики и системы метрологического обеспечения инклинометрических исследований в нефтяных и газовых скважинах. Тверь: ВНИГИК, 1986. 8. Козыряцкий Н. Г. Анализ точности расчета координат ствола скважины по данным инклинометрии // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 98. С. 115–122. 9. Крейг Дж. Т. мл., Рэндол Б. В. Методы расчета пространственного положения стволов наклонных скважин // Инженер-нефтяник. 1976. № 3. С. 22–29. 10. Кузьмин В. И., Парфенов Б. П., Карпенко З. С. Вычисления координат точек оси ствола искривленной скважины // Разведка и охрана недр. 1977. № 3. С. 21–25. 11. МУ 41-17-1373-87 Отраслевая система обеспечения единства измерений. Инклинометры и ориентаторы. Методика поверки. 12. Полиномиальная методика обработки массива данных дискретной инклинометрии буровой скважины для расчета пространственных координат точек ее оси. Экспресс-информация ВНИИОЭНГ. Сер. “Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море”. М., 1991. № 5. С. 7–10. 13. РД 153-39.0-072-01 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М., 2001. 14. РД 41-17-1375-87 Инструкция по проведению инклинометрических исследований в скважинах. Калинин, 1987. 15. СТО ЕАГО 033-01-96 Геофизическая аппаратура и оборудование. Аппаратура для инклинометрии необсаженных скважин. Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний. Г. Б. Бурдо, А. А. Исaев ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПОДГОТОВКИ ПРОИЗВОДСТВА В ГЕОФИЗИЧЕСКОМ ПРИБОРОСТРОЕНИИ Дан анализ условий проведения технологической подготовки производства изделий в геофизическом приборостроении. Обоснована информационная модель технологических подразделений, обеспечивающая учет динамики производственной системы. Предложены принципы построения системы автоматизированного проектирования технологических процессов (САПР ТП), позволяющие реализовать предлагаемую информационную модель технологических подразделений. Ключевые слова: система автоматизированного проектирования технологических процессов, геофизическое приборостроение, искусственный интеллект, единое информационное пространство. Литература 1. Бурдо Г. Б., Палюх Б. В. Теоретические основы комплексной автоматизированной системы проектирования и управления технологическими процессами в многономенклатурном производстве // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия “Технические науки”. 2010. № 4 (127). С. 44–54. 2. Бурдо Г. Б., Палюх Б. В., Баженов А. Н. Управление технологическими процессами: программа для ЭВМ // Патент РФ № 2011612834. Зарег. в реестре программ для ЭВМ 08.04.11. 3. Бурдо Г. Б., Палюх Б. В., Баженов А. Н. Моделирование размерной структуры технологического процесса: программа для ЭВМ // Патент РФ № 2010614613. Зарег. в реестре программ для ЭВМ 13.06.10. 4. Горанский Г. К., Владимиров Е. В., Ламбин Л. Н. Автоматизация технического нормирования работ на металлорежущих станках с помощью ЭВМ. М.: Машиностроение, 1970. 224 с. 5. Гаранский Г. К., Ракович А. Г., Губич Л. В. и др. Автоматизация проектирования технологических процессов и средств оснащения. Минск: ИТК АН Беларусь, 1997. 276 с. 6. Евгенев Г. Б. Интеллектуальные системы проектирования. М.: Изд-во МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2009. 334 с. 7. Кондаков А. И. САПР технологических процессов. М.: Издательский центр “Академия”, 2007. 272 с. 8. Цветков В. Д. Системно-структурное моделирование и автоматизация проектирования технологических процессов. Минск: Наука и техника, 1979. 264 с.

bne: Р. Т. Хaмaтдинов, Д. В. Белоконь, В. А. Пaнтюхин, В. М. Теленков РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНИКО--ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРАБОТОК ООО “НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА” И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН Перечислены разработки ООО “Нефтегазгеофизика” в области технологии и техники геофизических исследований скважин. Приведены примеры успешного использования этих разработок. Ключевые слова: ООО “Нефтегазгеофизика”, скважины, аппаратурно--программные комплексы, разработки, результаты. Р. Т. Хaмaтдинов, Д. В. Белоконь, В. А. Пaнтюхин, В. М. Теленков КОМПЛЕКС АВТОНОМНЫХ ПРИБОРОВ ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И СКВАЖИН СО СЛОЖНЫМ ПРОФИЛЕМ СТВОЛА Представлены результаты разработки и испытания приборов комплекса “Каскад-А”; описаны решаемые геологические задачи по литологическому расчленению разреза, определению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), коэффициентов нефтегазонасыщенности во всех категориях скважин и коллекторах различного типа; приведены сравнения погрешностей скважинных исследований комплексом и традиционными кабельными приборами. Ключевые слова: автономные приборы, горизонтальные скважины, пологие скважины, боковые стволы. Н. В. Козяр, В. В. Коробченко ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОЦЕНКИ УПРУГИХ ПАРАМЕТРОВ ПОРОД И КОНТРОЛЬ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПО МАТЕРИАЛАМ ПРИБОРА АВАК Обобщен опыт работ определения параметров анизотропии пород и гидроразрыва пласта в прискважинной зоне по данным прибора АВАК, полученным в скважинах старого фонда. Ключевые слова: анизотропия, каротаж, акустика, трещины, гидроразрыв. Литература 1. Козяр Н. В. Оценка упругих параметров пород и направления развития трещины ГРП по материалам акустического каротажа: Доклад на научно-производственной конференции “Вопросы проектирования и предварительного рассмотрения документации на разработку месторождений нефти и газа в Западной Сибири и пути их решения”. 2009. 2. Tang X. M., Cheng A. Quantitative Borehole Acoustic Methods // Seismic Exploration. 2004. Vol. 24. Е. М. Митюшин, Р. Т. Хaмaтдинов, В. К. Громцев, С. С. Сошин СОСТОЯНИЕ И РАЗВИТИЕ СИЛЬНОГО ПОЛЯ ЯДЕРНО-МАГНИТНОГО КАРОТАЖА В ООО “НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА” Рассмотрены вопросы применения российских приборов ядерно-магнитного каротажа искусственного поля. Описана методика метрологической аттестации соответствующей аппаратуры в ООО “Нефтегазгеофизика”. Ключевые слова: магнитное поле, ядерно--магнитный томографический каротаж, спиновое эхо, аппаратура, метрология, методика. Литература 1. Аксельрод С. М., Неретин В. Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. М.: Недра, 1990. С. 69. 2. Малинин А. В. О некоторых возможностях ядерно-магнитного каротажа при геолого-техническом моделировании // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 116–117. С. 23–43. 3. Митюшин Е. М., Барляев В. Ю., Мурцовкин В. А., Хаматдинов Р. Т. Первый российский прибор ядерно-магнитного каротажа с использованием поля постоянных магнитов // Геофизика. 2002. № 1. С. 43–50. 4. Мурцовкин В. А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерного магнитного резонанса // Коллоидный Журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 685–692. 5. Пат. РФ № 2181901. Способ каротажа с использованием ядерно-магнитного резонанса и устройство для его осуществления / Митюшин Е. М., Барляев В. Ю., Хаматдинов Р. Т. 2002. 6. Пат. РФ № 2367982. Способ каротажа с использованием ядерно-магнитного резонанса и устройство для его осуществления / Митюшин Е. М., Сошин С. С., Хаматдинов Р. Т. 2009. 7. Хаматдинов Р. Т., Митюшин Е. М., Барляев В. Ю., Мурцовкин В. А., Малинин А. В. Ядерно-магнитный томографический каротаж // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 100. С. 138–169. 8. Dunn K.-J., Bergman D. J., LaTorraca G. A. Nuclear Magnetic Resonance. Petrophysical and Logging Applications. New York: Pergamon, 2002. P. 94. 9. Goelman G., Prammer M. G. The CPMG Pulse Sequence in Strong Magnetic Field Gradients with Applications to Oil-Well Logging // Journal of Magnetic Resonance, Series A. 1995. Vol. 113. № 1. P. 11–18. 10. Khamatdinov R., Mityushin E., Murtsovkin V., Tiller D., Jonkers J. Fiеld Test of a New Nuclear Magnetic Resonance Tool // SPWLA 44 Annual Logging Symposium, 2003. Paper AAA. 11. Meiboom S., Gill D. Modified SpinEcho Method for Measuring Nuclear Relaxation Times // Rev. Sci. Instrum. 1958. № 29. с. 688. 12. Straleya C., Rossinia D., Vinegarb H., Tutunjianb P., Morriss C. Core Analysis by Low-Field NMR // The Log Analyst. 1997. Vol. 38. № 2. P. 84–94. В. А. Велижaнин, Н. Г. Лободa, Д. Р. Лободa, А. А. Бубеев, Д. Г. Зыков, Г. К. Точиленко ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА--КАРОТАЖА ДЛЯ ОЦЕНКИ МАССОВЫХ СОДЕРЖАНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ В ПОРОДЕ Обобщены результаты скважинных испытаний аппаратуры спектрометрического нейтронного гамма-каротажа на месторождениях Западной Сибири и Якутии. Ключевые слова: скважина, аппаратура, спектрометрия, нейтронный гамма--каротаж. Литература 1. Бубеев А. А., Велижанин В. А., Лобода Н. Г., Тихонов А. Г. Некоторые результаты модельных и скважинных испытаний оценки массовых содержаний элементов по данным спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 8 (197). С. 67–80. 2. Бубеев А. А., Велижанин В. А., Лобода Н. Г. Способы и алгоритмы обработки данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой СНГК-89 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 8 (206). С. 55–72. 3. Велижанин В. А., Бубеев А. А., Лобода Н. Г. и др. Аппаратура спектрометрического нейтронного гамма-каротажа для оценки массовых содержаний элементов в породе // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 2 (200). С. 73–77. 4. Лобода Н. Г., Велижанин В. А., Бубеев А. А. Математическое моделирование спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 7 (196). С. 50–69. В. А. Велижaнин, Н. Г. Лободa МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ АППАРАТУРЫ В ОТДЕЛЕ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА ООО “НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА” Рассмотрены вопросы математического моделирования при разработке зондовых установок и интерпретационного обеспечения радиоактивного каротажа. Показана эффективность этих разработок. Ключевые слова: радиоактивный каротаж, аппаратура, интерпретация, математическое моделирование. Литература 1. Велижанин В. А., Волнухина А. А., Емельянов А. В. Математическое моделирование при разработке и обосновании интепретационного обеспечения автономной аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 5 (170). С. 79–85. 2. Велижанин В. А., Бубеев А. А., Лобода Н. Г. Способ и алгоритм обработки данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа, выполненного аппаратурой СНГК-89 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 8 (206). С. 55–71. 3. Велижанин В. А., Бубеев А. А., Лобода Н. Г., Мызников Ю. Г. Влияние галита на результаты определения пористости по данным нейтронного каротажа аппаратурой СРК-76 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 5 (215). С. 83–95. 4. Велижанин В. А., Климок В. В., Лобода Н. Г., Точиленко Г. К. и др. Инструкция по проведению нейтронного и гамма-каротажа аппаратурой СРК-76 и обработке результатов измерений. МИ 41-17-1400-04. Тверь: ООО “Нефтегазгеофизика”, 2004. 54 с. 5. Лобода Н. Г., Велижанин В. А., Бубеев А. А. Математическое моделирование спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 7 (196). С. 50–69. 6. Хаматдинов Р. Т., Еникеева Ф. Х., Велижанин В. А. и др. Методические указания по проведению нейтронного и гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов измерений. Калинин: НПО “Союзпромгеофизика”, 1989. 81 с. В. А. Мурцовкин ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КАПИЛЛЯРНО-РЕШЕТОЧНОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ РАСЧЕТА ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГОРНЫХ ПОРОД Для упрощения анализа получаемых результатов при расчете электрических и фильтрационных характеристик горных пород в качестве исходных данных использовались наиболее простые по форме модельные распределения пористости по размерам пор. Это распределения в виде треугольника, прямоугольника, полуэллипса и др. Представленные результаты иллюстрируют возможности модели для описания петрофизических свойств горных пород. Ключевые слова: капиллярно--решеточная модель, распределение пористости, параметр пористости, проницаемость, закон Дахнова–Арчи. Литература 1. Духин С. С. Электропроводность и электрокинетические свойства дисперсных систем. Киев: Наукова думка, 1975. 2. Коатес Д. Р., Хиао Л. Ч., Праммер М. Д. Каротаж ЯМР. Принципы и применение. Хьюстон: Халибартон, 2001. 3. Мурцовкин В. А. Мультирешеточная модель для расчета характеристик пористых сред. Расчет электропроводности // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 677–684. 4. Мурцовкин В. А., Топорков В. Г. Новая ЯМР-технология петрофизических исследований керна, шлама и флюидов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 69. С. 84–97. 5. Мурцовкин В. А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерно-магнитного резонанса // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 685–692. 6. Мурцовкин В. А. Электропроводность пористых сред с двухфазным насыщением // Коллоидный журнал. 2013. Т. 75. № 1. С. 109–117. 7. Мурцовкин В. А., Зеленов А. С. Расчет электропроводности и проницаемости горных пород по данным ядерно-магнитного каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 2–4 (143–145). С. 108–120. 8. Тиаб Д., Доналдсон Э. Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. М.: ООО “Премиум Инжиниринг”, 2009. 9. Dunn K.-J., Bergman D. J., LaTorraca G. A. Nuclear Magnetic Resonance. Petrophysical and Logging Applications. Pergamon, 2002.

bne: Р. Т. Хaмaтдинов, Д. В. Белоконь, В. А. Пaнтюхин, В. М. Теленков РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРАБОТОК ООО “НЕФТЕГАЗГЕОФИЗИКА” И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН Перечислены разработки ООО “Нефтегазгеофизика” в области технологии и техники геофизических исследований скважин. Приведены примеры успешного использования этих разработок. Ключевые слова: ООО “Нефтегазгеофизика”, скважины, аппаратурно--программные комплексы, разработки, результаты. ======================= Из серии ВИДАЛА МЫШКУ НА КОВРЕ В целом впечатляет - молодцы Но опасно таки размещать фактуальный материал - его и порассматривать тянет В частности Рис 3 в статье Планшета в котором дважды откликом на высокие показания каверномера являются значения пористости выше 30% в условиях Западной Сибири вызывает улыбку Во втором случае там же ЯМК дает выброс по эффективной пористости Рис 7 в статье Кроссплот водородсодержание-интервальное время для глубины порядка 6500метров в котором песчаник карбонатизированный выпадает за поле справо-вниз и имеет водородсодержание в 28-38%

bne: Н. В. Козяр, В. В. Коробченко ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ОЦЕНКИ УПРУГИХ ПАРАМЕТРОВ ПОРОД И КОНТРОЛЬ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПО МАТЕРИАЛАМ ПРИБОРА АВАК Обобщен опыт работ определения параметров анизотропии пород и гидроразрыва пласта в прискважинной зоне по данным прибора АВАК, полученным в скважинах старого фонда. Ключевые слова: анизотропия, каротаж, акустика, трещины, гидроразрыв. Литература 1. Козяр Н. В. Оценка упругих параметров пород и направления развития трещины ГРП по материалам акустического каротажа: Доклад на научно-производственной конференции “Вопросы проектирования и предварительного рассмотрения документации на разработку месторождений нефти и газа в Западной Сибири и пути их решения”. 2009. 2. Tang X. M., Cheng A. Quantitative Borehole Acoustic Methods // Seismic Exploration. 2004. Vol. 24. Интересна палетка нанесенная на кросс-плот плотность-интервальное время (Рис 2) На нее вынесены типы пород и изменение пористости идет вдоль гипербол Для гидрослюды примерно 2.83 - 260 , (2.25 - 420) Для хлорита примерно 2.75-210 (2.175 - 375) Для песчаника примерно 2.65 - 170 (2.1-325) Для доломита примерно 2.83 - 140 Для неглинистых разностей предлагается уравнение гиперболы Плотность=1.5+ 196.25/DT Поправка за глинистость вводится по ПС или ГК Тут просматривается мостик к уравнению Фоменко Далее материал по контролю качества ГРП

bne: В. А. Велижaнин, Н. Г. Лободa, Д. Р. Лободa, А. А. Бубеев, Д. Г. Зыков, Г. К. Точиленко ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ СПЕКТРОМЕТРИЧЕСКОГО НЕЙТРОННОГО ГАММА--КАРОТАЖА ДЛЯ ОЦЕНКИ МАССОВЫХ СОДЕРЖАНИЙ ЭЛЕМЕНТОВ В ПОРОДЕ Обобщены результаты скважинных испытаний аппаратуры спектрометрического нейтронного гамма-каротажа на месторождениях Западной Сибири и Якутии. Ключевые слова: скважина, аппаратура, спектрометрия, нейтронный гамма--каротаж. Литература 1. Бубеев А. А., Велижанин В. А., Лобода Н. Г., Тихонов А. Г. Некоторые результаты модельных и скважинных испытаний оценки массовых содержаний элементов по данным спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 8 (197). С. 67–80. 2. Бубеев А. А., Велижанин В. А., Лобода Н. Г. Способы и алгоритмы обработки данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа аппаратурой СНГК-89 // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 8 (206). С. 55–72. 3. Велижанин В. А., Бубеев А. А., Лобода Н. Г. и др. Аппаратура спектрометрического нейтронного гамма-каротажа для оценки массовых содержаний элементов в породе // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 2 (200). С. 73–77. 4. Лобода Н. Г., Велижанин В. А., Бубеев А. А. Математическое моделирование спектрометрического нейтронного гамма-каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 7 (196). С. 50–69. Авторы дают очень низкую погрешность определения элементов (порядка 0.16-2%) аппаратурой СНГК-89 Скорость записи 150метров в час Повторные замеры подтверждают оценки погрешности По объектам СургутНефтеГаза Содержание железа в - 2-6%, (по керну, по описаниям прожилки пирита) По аппаратуре до 9% (поскольку железо и алюминий плохо разделяются) При минерализованных растворах и малом диаметре скважины минерализация не должна превышать100-150г/л NaCL При минерализации выше 250-300 г/л NaCL возможна только не количественная оценка параметров

bne: Производственный опыт Г. А. Лобова, В. И. Исаев, А. С. Панова, О. С. Исаева. Результаты выделения нефтеперспективных зон меловых отложений Нюрольской мегавпадины по геотемпературному критерию....................................... 3 И. М. Чупова, Г. Ф. Кравченко. Исследование геофизическими методами газогидратов в интервале многолетнемерзлых пород разреза Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.......................................... 15 В. В. Турышев. Способы определения минерального состава глинистого цемента пород-коллекторов Западно-Сибирской низменности по материалам ГИС и петрофизики................... 30 Н. А. Смирнов, А. С. Варыхалов, Н. Е. Пивоварова. Определение технического состояния обсадки скважины методом акустического сканирования.................................................... 40 А. А. Миллер, А. В. Миллер, С. В. Степанов, В. Г. Судничников, А. В. Судничников, О. М. Казакова, И. А. Медведева. Применение электромагнитной дефектоскопии в нефтяных скважинах Омана.......................................... 53 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов В. Н. Еремин, Ю. М. Волканин, А. В. Тарасов. Аппаратурно-методическое обеспечение электромагнитного каротажа в процессе бурения..................................... 62 Э. В. Диева, E. В. Акмалова, А. Б. Гаранин. Оценка погрешности прогноза состава притока по величине сопротивления пласта, замеренного аппаратурой электрического дивергентного каротажа......................................... 70 И. В. Цыбряева, А. А. Гуськов, С. В. Кривошеев, А. Ю. Стрелков. Метод повышения точности инклинометрии скважин гироскопическим непрерывным инклинометром ИГН73-100/80................................................... 81 К. В. Семенов. Усовершенствование методики градуировки емкостных датчиков модуля расходомера РВС-6В................................ 89 Научные обзоры В. Ф. Козяр, Н. В. Козяр. Волны Лэмба и Стоунли в скважине и решаемые с их помощью задачи промысловой геофизики...................................... 99 Дискуссионный клуб Н. Г. Козыряцкий. Состояние системы метрологического обеспечения дефектоскопии обсадных колонн и предложения по ее развитию................................ 126 Информационные сообщения А. В. Волков, А. М. Мустафин, А. А. Гумеров. Производственная логистика как способ повышения эффективности предприятия................................................... 139 Наши поздравления Юбилей Алексея Сергеевича Кашика.................................................... 143 Юбилей Георгия Николаевича Филиди.................................................. 148 Объявления Международная научно-практическая конференция “Современное состояние промысловой геофизики”.............................. 150 Научно-практическая конференция “Геолого-геофизические, петрофизические исследования и интерпретация при поиске, разведке и эксплуатации нефтегазовых скважин”.................................. 152 XIX Научно-практическая конференция “Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин”..................... 153 Мемориал Памяти Наиля Заляевича Заляева......................................................... 154 Памяти Юрия Иосифовича Корчагина................................................... 158 Сведения об авторах...................................... 160 Abstracts............................................. 171 АННОТАЦИИ Г. А. Лобовa, В. И. Исaев, А. С. Пaновa Томский политехнический университет О. С. Исaевa Томский филиaл ФГУ “Территориaльный фонд геологической информaции по Сибирскому федерaльному округу” РЕЗУЛЬТАТЫ ВЫДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ НЮРОЛЬСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ ПО ГЕОТЕМПЕРАТУРНОМУ КРИТЕРИЮ По замерам пластовых температур верхнеюрских отложений в 42 скважинах Нюрольской мегавпадины и структур ее обрамления построена карта распределения геотемператур нефтематеринской баженовской свиты. По геотемпературному критерию выделены очаги интенсивной генерации баженовских нефтей. Местоположения эпицентров этих очагов (Кулан-Игайская и Тамрадская впадины, Шингинская мезоседловина) рекомендованы в качестве первоочередных зон для выявления новых объектов в меловом нефтегазовом комплексе (НГК) промысловых районов Томской области. Ключевые слова: геотемпературы, баженовские нефти, Томская область. Литература 1. Бурштейн Л. М., Жидкова Л. В., Конторович А. Э. и др. Модель катагенеза органического вещества (на примере баженовской свиты) // Геология и геофизика. 1997. Т. 38. № 6. С. 1070–1078. 2. Волков В. И. Создание систематизированной оперативной геолого-геофизической информации для обеспечения тематических и научно-исследовательских работ на территории Томской области. Томск: ОАО “Томскнефтегазгеология”, 2000. 199 с. 3. Гончаров И. В., Носова С. В., Самойленко В. В. Генетические типы нефтей Томской области // Материалы V Международной конференции “Химия нефти и газа”. Томск: СО РАН, 2003. С. 10–14. 4. Исаев В. И., Коржов Ю. В., Лобова Г. А. и др. Нефтегазоносность Дальнего Востока и Западной Сибири по данным гравиметрии, геотермии и геохимии. Томск: Изд-во ТПУ, 2011. 384 с. 5. Конторович А. Э., Бурштейн Л. М., Елкин Е. А. и др. Количественная оценка ресурсов углеводородного сырья Томской области с уточнением ресурсов по лицензионным участкам. Новосибирск, Томск: ТФ ИГНГ СО РАН, Томскгеолфонд, 2001. Кн. 1. 264 с. 6. Конторович В. А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений юго-восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2002. 253 с. И. М. Чуповa, Г. Ф. Крaвченко ООО “Георесурс” ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ ГАЗОГИДРАТОВ В ИНТЕРВАЛЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД РАЗРЕЗА БОВАНЕНКОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Рассмотрена возможность детального литологического расчленения зоны вечной мерзлоты геофизическими методами исследования скважин с целью выделения пластов, содержащих лед, газогидраты и воду, которые являются источниками осложнений в процессе бурения скважин и цементирования обсадных колонн. Ключевые слова: скважина, каротаж, газовые гидраты, зона вечной мерзлоты. Литература 1. Аксельрод С. М. Разведка и опытная эксплуатация месторождений газогидратов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 8. С. 92–123. 2. Истомин В. А., Якушев В. С. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992. 3. Якушев В. С. Формирование скоплений природного газа и газовых гидратов в криолитозоне: Автореф. дис. … доктора геол.-минер. наук. М., 2009. В. В. Турышев ФГБОУ ВПО “Кубaнский госудaрственный университет” СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ГЛИНИСТОГО ЦЕМЕНТА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НИЗМЕННОСТИ ПО МАТЕРИАЛАМ ГИС И ПЕТРОФИЗИКИ Выполнен научный обзор и предложен экспрессный способ количественного определения содержания глинистых минералов в цементирующей части юрских пород Широтного Приобья. Ключевые слова: горные породы, глинистость, корреляция, рентгеноструктурный анализ, гамма--метод, каолинит, хлорит, гидрослюда. Литература 1. Калмыков Г. А. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК: Автореф. дис. … канд. техн. наук. М., 2001. 24 с. 2. Кожевников Д. А., Лазуткина Н. Е. Оценка содержания пелитовой фракции по данным гамма-спектрометрии в комплексе ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. № 1. С. 12–15. 3. Таужнянский Г. В., Пих Н. А. и др. Влияние литологии и минерального состава цемента полимиктовых пород на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости // Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. Вып. 9. С. 37–39. 4. Ушатинский И. Н., Зарипов О. Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты: Тр. ЗапСибНИГНИ. Свердловск, 1978. Вып. 96. 207 с. 5. Хабаров В. В. Поиск алгоритмов учета влияния глинистых минералов на петрофизические и геофизические характеристики пластов-коллекторов // Проблемы интерпретации данных ГИС на ЭВМ: Сб. науч. тр. Тюмень, 1992. Ч. 2. С. 110–117. Н. А. Смирнов, А. С. Вaрыхaлов, Н. Е. Пивовaровa ООО “Нефтегaзгеофизикa” Определение технического состояния обсадки скважины методом акустического сканирования Приведены основные особенности технологии акустического сканирования обсаженных нефтяных скважин, реализованной в аппаратуре АСТ (акустический сканер-телевизор). Рассмотрены существенные отличия данной технологии от российских аналогов. Аппаратура и технологии позволяют получить количественные характеристики состояния колонны и цементного камня. Приведены примеры решения задач по оценке технического состояния обсадки, обусловленные преимуществами предложенной технологии: применением низкодобротных электроакустических преобразователей и цифровой регистрацией волновых картин отраженных волн. Ключевые слова: скважина, акустическое сканирование, обсадные колонны, перфорация, дефектоскопия. Литература 1. Комплекс программ первичной обработки данных каротажа LogPWin // Реестр программ для ЭВМ. № 2005612569. 2. Смирнов Н. А., Варыхалов А. С., Рыбаков В. В., Пивоварова Н. Е. Технико-технологические особенности оценки качества цементирования обсадных колонн методом акустического сканирования // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 4 (181). С. 98–108. 3. Смирнов Н. А., Варыхалов А. С., Мухин А. С., Пивоварова Н. Е. Методическое руководство по применению аппаратуры акустического каротажа АСТ-К-80. Тверь: ООО “Нефтегазгеофизика”, 2010. 4. Тамбулатов В. Д., Еникеев В. Н., Гайфуллин М. Я. и др. Возможности аппаратно-программного комплекса видеокаротажа малого диаметра АВК-42М // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 7–8 (148–149). С. 242–254. 5. Теплухин В. К. и др. Совершенствование аппаратуры и технологии скважинной электромагнитной дефектоскопии // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 7–8 (148–149). С. 173–183. 6. Терехов О. В. Применение метода отраженных волн при оценке технического состояния скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 8 (161). С. 56–59. 7. Терехов О. В., Стрелков В. И. Физическое моделирование по определению области применения акустического телевизора // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 7 (172). С. 65–70. 8. Терехов О. В. Совершенствование аппаратуры акустического телевизора и разработка методики исследования технического состояния скважины: Автореф. дис. … канд. тех. наук. Уфа, 2007. 9. Broding R. A. Application of the Sonic Volumetric Scan Log to Cement Evaluation // SPWLA 25th Annual Logging Symposium Transactions. 1984. Paper JJ. 10. Catala G., Stowe I., Henry D. Method for Evaluation the Quality of Cement Surrounding the Casing of a Borehole. 1987. US patent № 4703427. 11. Cathignal D., Sapozhnicov, Theillere Y. Comparison of Acoustic Fields Radiated from Piezoceramic and Piezocomposite Focused Radiators // JASA 105 (5). May 1999. P. 2612–2617. 12. Havira R. M. Ultrasonic Cement Bond Evaluation. // SPWLA 23d Annual Logging Symposium Transactions. 1982. Paper N. 13. Strozetski B. B., Hilliker D. J., Oliver D. W. Theoretical and Experimental Development of the Ultrasonic Diplog System // SPWLA 30th Annual Logging Symposium Transactions. 1989. Paper I. 14. Tello L. N., Molder S. D., Holland R. M. The Fourier Transform Applied to Cased-hole Ultrasonic Scanner Measurements //SPWLA 49th Annual Logging Symposium Transactions. 2008. Paper OO. 15. Faraguna J. K., Chace D. M., Schmidt M. G. An Improved Borehole Televiewer System: Image Acquisition, Analysis and Integration // SPWLA 30th Annual Logging Symposium Transactions. 1989. Paper UU. 16. Zemanek J., Gleen E. E., Norton L. J. et al. Formation Evaluation by Inspection with the Borehole Televiewer // Geophysics. 1970. V. 35. P. 254–269. А. А. Миллер, А. В. Миллер, С. В. Степaнов, В. Г. Судничников, А. В. Судничников, О. М. Кaзaковa ОАО НПП “ВНИИГИС” И. А. Медведевa Компaния “Vangard” ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ ОМАНА Рассмотрены задачи и особенности проведения электромагнитной дефектоскопии на нефтяных месторождениях Омана. Описана методика одновременной оценки технического состояния насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной и технической колонн в трехколонной конструкции скважины. Ключевые слова: скважина, электромагнитная дефектоскопия, трехколонная конструкция, точка инверсии знака, дефектоскоп ЭМДС-3. В. Н. Еремин, Ю. М. Волкaнин, А. В. Тaрaсов НППГА “Луч” АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО КАРОТАЖА В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ Представлена новая разработка прибора для определения кажущегося удельного электрического сопротивления методом высокочастотного электромагнитного каротажа (Wave Resistivity). Прибор помещен в высокопрочный корпус малого диаметра из немагнитной стали. Разработан способ передачи данных каротажа в процессе бурения нефтегазовых скважин с забоя на поверхность с использованием модуляции естественного электрического потенциала бурильной колонны, не требующий мощного забойного источника питания. Ключевые слова: электромагнитный каротаж в процессе бурения, забойная телесистема, электромагнитный канал связи, модуляция гальванического потенциала. Литература 1. Абрамов Г. С., Молчанов А. А. Бескабельные измерительные системы для исследований нефтегазовых скважин. Теория и практика. М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 2004. 516 с. 2. Азанов А. В., Еремин В. Н. Математическое моделирование электромагнитного канала связи при бурении нефтяных скважин // Научный вестник Новосибирского ГТУ. 2008. № 1. С. 41–51. 3. Беляков Н. В., Коданев В. П., Сизов И. И. Акустические каналы связи забойных телеметрических систем // Геофизика. 2000. № 1. С. 43–48. 4. Генераторы питания скважинной аппаратуры научно-производственного предприятия “Самарские горизонты” // http://www.sagor.ru/equipment/geo/generators.htm. 5. Молчанов А. А., Абрамов Г. С., Сараев А. А. Телеизмерительные системы с электромагнитным каналом связи для проводки и геофизических исследований наклонно направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин Западной Сибири // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1999. Вып. 59. С. 85–91. 6. Пат. 2229733 РФ: МПК 7 G 01 V 1/22, 3/18, 5/04, E 21 B. Геофизическая телеметрическая система передачи скважинных данных / Ю. Н. Антонов, А. В. Глухов, В. Н. Еремин; заявл. 18.10.99; опубл. 24.03.01, Бюл. № 2. 7. Пат. 2270919 РФ: МПК E21B47/12. Способ передачи информации от забойной телеметрической системы и устройство для его осуществления / Э. Е. Лукьянов, В. Н. Еремин, К. Н. Каюров; заявл. 20.05.04; опубл. 27.02.2006, Бюл. № 6. 8. Серяков А. С., Мухин Л. К., Лубан В. З. и др. Электрическая природа осложнений в скважинах и борьба с ними. М.: Недра, 1980. 9. Степной В. С. Безгенераторный способ передачи данных забойной телеметрии // Докл. ТУСУРа. 2010. № 2 (22). Ч. 2. С. 29–31. Э. В. Диевa ООО ПКФ “ГЕОКОМ” E. В. Акмaловa ОАО “Сургутнефтегеофизикa” А. Б. Гaрaнин ООО НПФ НТ ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ПРОГНОЗА СОСТАВА ПРИТОКА ПО ВЕЛИЧИНЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ ПЛАСТА, ЗАМЕРЕННОГО АППАРАТУРОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ДИВЕРГЕНТНОГО КАРОТАЖА Описан алгоритм определения погрешности доли воды в притоке по результатам замера электрического сопротивления породы через металлическую колонну. Ключевые слова: пласт, колонна, удельное электрическое сопротивление, погрешность, коэффициент нефтегазонасыщенности, проницаемость по воде и нефти. Литература 1. Журавлев Т. Б., Тропинин А. Н. и др. Особенности обработки данных ЯФМ при определении текущей нефтенасыщенности коллекторов сложнопостроенных низкопоровых карбонатно-терригенных отложений // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 1 (178). С. 15–29. 2. Латышова М. Г., Дьяконова Т. Ф., Цирульников В. П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1986. 3. Самарский А. А., Гулин А. В. Численные методы. М.: Наука, 1989. 4. Семенов В. В., Вокин Р. Д. и др. Применение результатов изучения ОФП в комплексе с данными экспериментальных исследований керна для целей повышения достоверности петрофизических и гидродинамических моделей // Геофизика. 2007. Вып. 4. С. 229–236. 5. Цой В. Е., Рыхлинский Н. И. и др. Метод наноэлектрического каротажа через обсадную колонну для оценки невыработанных запасов нефти и количественного определения коэффициента нефтегазонасыщенности горных пород // Вестник ЦКР. 2009. Вып. 3. С. 47–57. И. В. Цыбряевa, А. А. Гуськов, С. В. Кривошеев, А. Ю. Стрелков ООО предприятие “Аркон” МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ ИНКЛИНОМЕТРИИ СКВАЖИН ГИРОСКОПИЧЕСКИМ НЕПРЕРЫВНЫМ ИНКЛИНОМЕТРОМ ИГН73-100/80 Разработан метод, позволяющий повысить качество непрерывной инклинометрии за счет повышения точности начальной азимутальной ориентации прибора на устье скважины. Измерения осуществляются с применением спутниковой угломерной навигационной аппаратуры. Ключевые слова: гироскопический непрерывный инклинометр, начальная азимутальная ориентация, угломерная навигационная аппаратура, гиротулфейс. Литература 1. Биндер Я. И. Актуальные вопросы построения и использования непрерывных гироинклинометров // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 12 (210). С. 97–119. 2. Галимов И. Т., Коровин В. М. Устройство для проверки показаний азимута инклинометров с применением систем спутниковой навигации // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 2 (212). С. 62–65. 3. Гуськов А. А., Кожин В. В., Кривошеев С. В. и др. Непрерывные гироскопические инклинометры – особенности построения и результаты эксплуатации // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 4 (181). С. 12–30. 4. Первовский В. С., Биндер Я. И. Азимутальная выставка гироинклинометров для скважин произвольной ориентации с использованием GPS-компаса // НТВ Санкт-Петербургского государственного университета информационных технологий, механики и оптики. 2009. № 57. С. 41–46. 5. Пат. 2100594 РФ, Е21В 47/02, G01C 19/00. Способ определения азимута и зенитного угла скважины и гироскопический инклинометр / В. В. Лосев, С. В. Кривошеев, А. М. Павельев, В. И. Пантелеев, Е. А. Порубилкин, В. С. Фрейман. МИП “Арас”. 96103393/03. Заяв. 09.02.1996; опубл. 27.12.1997. 6. Пат. 2433262 РФ, Е21В 47/022, G01V 3/00, G01C 25/00. Способ контроля азимутальной направленности скважины с использованием GPS (варианты) и поверочная инклинометрическая установка для реализации способа контроля азимутальной направленности скважины с использованием GPS / А. Р. Ардаширов, Г. З. Валеев, И. Т. Галимов, В. М. Коровин, А. А. Шилов. ОАО “Башнефтегеофизика”. 2010115943/03. Заяв. 21.04.2010; опубл. 10.11.2011. К. В. Семенов ОАО НПФ “Геофизикa” УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ГРАДУИРОВКИ ЕМКОСТНЫХ ДАТЧИКОВ МОДУЛЯ РАСХОДОМЕРА РВС-6В выполнены экспериментальные исследования факторов, влияющих на показания емкостных датчиков влажности (в средах с различной диэлектрической проницаемостью) модуля шестирычажного расходомера РВС-6В с целью усовершенствования методики их градуировки. Ключевые слова: скважина, влагомер, конденсатор, емкость, диэлектрическая проницаемость, экспериментальные зависимости. Литература 1. Браславский Д. А., Логунов С. С., Пильнор Д. С. Расчет и конструкция авиационных приборов. М.: Государственное издательство оборонной промышленности, 1954. 584 с. 2. Элементарный учебник физики / Под ред. Г. С. Ландсберга. В 3 т. Т. 2. Электричество и магнетизм. М., 1975. 528 с. 3. Яворский Б. М., Детлаф А. А. Справочник по физике. М.: Наука, 1990. 624 с. В. Ф. Козяр, Н. В. Козяр ВОЛНЫ ЛЭМБА И СТОУНЛИ В СКВАЖИНЕ И РЕШАЕМЫЕ С ИХ ПОМОЩЬЮ ЗАДАЧИ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ Дан обзор применения волн Лэмба и Стоунли для решения различных геолого--геофизических, геолого--технологических и технических задач в скважинах. Ключевые слова: акустический каротаж, волны Лэмба и Стоунли, проницаемость, контроль цементирования. Литература 1. Ашрафьян М. О. Оценка пропускной способности канала (щели) между обсадной колонной и цементным камнем, возникающего при опрессовке колонны // Нефтяное хозяйство. 2009. № 12. С. 77–79. 2. Беляков Н. В. Интегрированные геофизические исследования бурящихся скважин. М.: Физматкнига, 2008. 208 с. 3. Беляков Н. В., Коданев В. П., Сизов И. И. Акустические каналы связи забойных телеметрических систем – особенности построения и результаты скважинных испытаний // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 76. С. 92–99. 4. Бреховских Л. М. Волны в слоистых средах. М.: Наука, 1973. 343 с. 5. Владов М. Л. Сейсмоакустические многоволновые исследования в водонаполненных скважинах с помощью электроискрового источника упругих волн: Автореф. дисс. … докт. физ.-мат. наук. М.: МГУ, 2003. 6. Викторов И. А. Физические основы применения ультразвуковых волн Рэлея и Лэмба в технике. М.: Наука, 1996. 168 с. 7. Горбачев Ю. И. Геофизические исследования скважин. М.: Недра, 1990. 398 с. 8. Гуторов Ю. А. Акустический метод каротажа для контроля технического состояния обсаженных скважин нефтяных и газовых месторождений: Докторская диссертация. Октябрьский: ВНИИГИС, 1994. 273 с. 9. Еникеев В. Н., Рафиков В. Г., Куликов В. В. Использование метода ВАК для оценки фильтрационно-емкостных свойств нижнемеловых и юрских отложений Когалымской группы месторождений нефти // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 77. С. 109–117. 10. Иванкин Б. Н., Карус Е. В., Кузнецов О. Л. Акустический метод исследования скважин. М: Недра, 1978. 320 с. 11. Кауфман А. А., Левшин А. Л. Введение в теорию геофизических методов. М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2006. Ч. 5. 663 с. 12. Кауфман А. А., Левшин А. Л., Ларнер К. Л. Введение в теорию геофизичеких методов. М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2003. Ч. 4. 661 с. 13. Козяр В. Ф., Белоконь Д. В., Козяр Н. В. Успехи и недостатки применения акустического каротажа. Направления развития теории и практики на ближайшее время: Сб. трудов XI сессии Российского акустического общества. Секция “Геоакустика”. М.: ГЕОС, 2001. С. 155–158. 14. Козяр В. Ф., Глебочева Н. К., Медведев Н. Я. Выделение приницаемых пород-коллекторов по параметрам волны Стоунли (результаты промышленных испытаний): Международная конференция и выставка по геофизическим исследованиям скважин 8–11.09.1998. 15. Козяр В. Ф., Глебочева Н. К., Медведев Н. Я. Выделение проницаемых пород-коллекторов по параметрам волны Стоунли (результаты промышленных испытаний) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1999. Вып. 56. С. 52–59. 16. Конысов А. К., Козяр Н. В. Акустическая цементометрия обсадных колонн приборами с цифровой регистрацией данных. Алматы, 2009. 192 с. 17. Крауклис П. В., Крауклис Л. А. Волновое поле точечного источника в скважине: Сб. “Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн”. Л.: Наука, 1976. Вып. 16. С. 41–53. 18. Крауклис П. В., Рабинович Г. А. Перельман А. Л. Замечания к обзору “Акустические исследования в нефтегазовых скважинах: состояние и перспективы” // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 73. С. 16–27. 19. Крутин В. Н., Марков М. Г. Волновой акустический каротаж и проницаемость. Теоретические результаты // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1999. Вып. 57. С. 16–22. 20. Крутин В. Н., Марков М. Г., Юматов А. Ю. Волна Лэмба–Стоунли в кольцевом зазоре между каротажным прибором и проницаемой стенкой скважины. Новосибирск: СО АН СССР; Изд. “Наука”, 1988. № 9. С. 96–101. 21. Крылов Д. А., Кузнецов О. Л. Определение дефектов в цементном камне и напряженности его контактов. М.: ВНИИОЭНТ, 1973. Вып. 3. С. 18–21. 22. Крылов Д. А., Шишин К. А., Кузнецов О. Л. Временное руководство по исследованию качества цементирования скважин акустическим методом при изменяющемся давлении в обсадной колонне на месторождениях Мангышлака. Шевченко: ОНТИ “Мангышлакнефть”, 1974. 63 с. 23. Курьянов Ю. А. Исследование естественной и техногенной трещиноватости нефтегазовых пластов на основе сейсмоакустической информации: Автореф. дис. … канд. техн. наук. М.: ГНЦ РФ ВНИИгеосистем, 2001. 24 с. 24. Лепендин Л. Ф. Акустика. М.: Высшая школа, 1978. 448 с. 25. Марков М. Г. Некоторые проблемы обработки данных акустического каротажа с использованием волны Стоунли // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 72. С. 102–113. 26. Марков М. Г. О выборе моделей при решении прямых и обратных задач теории АК в пористых проницаемых средах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 77. С. 27–36. 27. Маркова И. А., Казаков А. М., Лохматов В. М. Синтетические волновые картины акустического каротажа для скважины, содержащей горизонтальную систему микротрещин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 4 (169). С. 125–136. 28. Маркова И. А., Казаков А. М., Лохматов В. М. О геометрическом коэффициенте расхождения зондов акустического каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 4 (169). С. 136–144. 29. Методическое руководство по компьютерной технологии контроля технического состояния и качества цементирования обсадных колонн нефтегазовых скважин / М. А. Сулейманов, В. Н. Служаев, Е. В. Семенов и др. // Уфа: АО НПФ “Геофизика”, 1997. 173 с. 30. Ошкин А. Н. Изучение распространения упругих волн в средах с цилиндрической симметрией методами лабораторного моделирования: Автореф. дис. … канд. физ.-мат. наук. М.: МГУ, 2009. 31. Рафиков В. Г., Белоконь Д. В., Козяр В. Ф. Аппаратура акустического каротажа с изменяющейся длиной зонда // Геофизическая аппаратура. 1974. Вып. 56. С. 84–89. 32. Служаев В. Н. Разработка технико-методического обеспечения акустического контроля качества цементирования применительно к многоколонным конструкциям скважин месторождения Тенгиз: Реф. дис. … канд. техн. наук. Уфа, 1990. 154 с. 33. Смирнов Н. А. Обоснование параметров и разработка основных узлов аппаратуры акустического каротажа для раздельного возбуждения и регистрации продольной, поперечной и Лэмба–Стоунли волн: Автореф. дис. … канд. техн. наук. Тверь: АООТ НПП “ГЕРС”, 1996. 25 с. 34. Теоретические и экспериментальные исследования низкочастотных гидроволн в скважинах / А. В. Калинин, Б. Л. Пивоваров, М. Л. Владов и др. // Скважинная геоакустика при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых. М.: ВНИИГеоинформсистем, 1987. С. 13–20. 35. Ультразвук. Маленькая энциклопедия / Под ред. И. П. Голяминой. М.: Советская энциклопедия, 1979. 400 с. 36. Biot M. A. Propagation of Elastic Waves in Cylindrical Bore Containing a Fluid // Appl. Physics. 1952. V. 23. № 9. P. 997–1005. 37. Burns D. R., Cheng C. H. Determination of in-situ Permeability from Tube Wave Velocity and Attenuation // Trans. SPWLA 27th Annual Logging Symposium. 1986. Paper KK. 38. Castagna J. P., Zucker S. M., Shoberg T. G. Permeability Indication with Conventional Sonic Waveforms // Trans. SPWLA 28th Annual Logging Symposium. 1987. Paper MM. 39. Cement Evaluation Quidelines // Western Atlas International. Houston. Texas. 1990. 155 p. 40. Chen S. T., Willen D. E. Shear Wave Logging in Slow Formations Shear Wave Logging in Slow Formation // Trans. SPWLA 25th Annual Logging Symposium. 1984. Paper DD. 41. Cheng C. H., Toksöz M. N. Elastic Wave Propagation in a Fluid-filled Borehole and Synthetic Acoustic Logs // Geophysics. 1981. V. 46. P. 1042–1053. 42. Cheng H. C., Toksöz M. N. Generation, Propagation and Analysis Tube Waves // Trans. SPWLA 23th Annual Logging Symposium. 1982. Paper P. 43. Hsui A. T., Jinzhong Z., Cheng C. H., Toksöz M. N. Tube Wave Attenuation and In-situ Permeability // Trans. SPWLA 26th Annual Logging Symposium. 1985. Paper CC. 44. Liu O. Y. Stonely Wave-derived t Shear Log // Trans. SPWLA 25th Annual Logging Symposium. 1984. Paper ZZ. 45. McNeely W. A. A Statistical of the Cement Bond Log // Trans. SPWLA 14th Annual Logging Symposium. 1973. Paper BB. 46. Minear J. W., Petcher C. R. Full-wave Acustic Logging // Trans. SPWLA 24th Annual Logging Symposium. 1983. Paper EE. 47. Pickett G. R. Prediction of Interzone Fluid Communication behind Casing by Use of the Cement Bond Log // Trans. SPWLA 7th Annual Logging Symposium. 1996. Paper J. 48. Saxena V. Permeability Quantification from Borehole Stonely Waves // Trans. SPWLA 35th Annual Logging Symposium. 1994. Paper T. 49. Tang X. M., Altunbay M., Storey D. Joint Interpretation of Formation Permeability from Wireline Acoustic, NMR and Image Log Date // Trans. SPWLA 39th Annual Logging Symposium. 1998. Paper KK. 50. Upp J. E. The use of the Cement Bond Log in Well Rehabilitation // Trans. SPWLA 7th Annual Logging Symposium. 1966. Paper X. 51. Willians D. M., Zemanek J., Angona F. A. et al. The Long Spaced Acoustic Logging Tool // Trans. SPWLA 25th Annual Logging Symposium. 1984. Paper T. 52. Winkler K. W., Liu H. L., Johnson D. L. Permeability and Borehole Stonely Waves: Comprasion between Experiment and Theory // Geophysics. 1989. V. 54. № 1. P. 66–75. 53. White J. E. Seismic Waves, Radiation, Transmission and Attenuation. Ch. 4. McGraw-Hill, New York. 1965.

bne: В. В. Турышев ФГБОУ ВПО “Кубaнский госудaрственный университет” СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ГЛИНИСТОГО ЦЕМЕНТА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НИЗМЕННОСТИ ПО МАТЕРИАЛАМ ГИС И ПЕТРОФИЗИКИ Выполнен научный обзор и предложен экспрессный способ количественного определения содержания глинистых минералов в цементирующей части юрских пород Широтного Приобья. Ключевые слова: горные породы, глинистость, корреляция, рентгеноструктурный анализ, гамма--метод, каолинит, хлорит, гидрослюда. Литература 1. Калмыков Г. А. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК: Автореф. дис. … канд. техн. наук. М., 2001. 24 с. 2. Кожевников Д. А., Лазуткина Н. Е. Оценка содержания пелитовой фракции по данным гамма-спектрометрии в комплексе ГИС // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. № 1. С. 12–15. 3. Таужнянский Г. В., Пих Н. А. и др. Влияние литологии и минерального состава цемента полимиктовых пород на зависимость относительного сопротивления от коэффициента пористости // Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. Вып. 9. С. 37–39. 4. Ушатинский И. Н., Зарипов О. Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты: Тр. ЗапСибНИГНИ. Свердловск, 1978. Вып. 96. 207 с. 5. Хабаров В. В. Поиск алгоритмов учета влияния глинистых минералов на петрофизические и геофизические характеристики пластов-коллекторов // Проблемы интерпретации данных ГИС на ЭВМ: Сб. науч. тр. Тюмень, 1992. Ч. 2. С. 110–117. V. V. Turyshev METHODS FOR MINERAL COMPOSITION EVALUATION OF THE CLAY CEMENT IN THE RESERVOIR ROCKS OF WEST SIBERIA LOWLAND FROM WELL LOGGING AND PETROPHYSICAL DATA A scientific review has been made and an express method has been proposed for quantitative evaluation of the clay minerals content in the cementing component in Yura rocks of Latitudinal Ob Territory. Key words: rocks, clay content, correlation, X-ray analysis, gamma method, kaolinite, chlorite, hydromica. 30 Literatura 1. Kalmihkov G. A. Metodika opredeleniya mineraljno-komponentnogo sostava terrigennihkh porod v razrezakh neftegazovihkh skvazhin po dannihm kompleksa GIS, vklyuchayuthego spektrometricheskiyj GK: Avtoref. dis. … kand. tekhn. nauk. M., 2001. 24 s. 2. Kozhevnikov D. A., Lazutkina N. E. Ocenka soderzhaniya pelitovoyj frakcii po dannihm gamma-spektrometrii v komplekse GIS // Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanihkh mestorozhdeniyj. 1994. № 1. S. 12–15. 3. Tauzhnyanskiyj G. V., Pikh N. A. i dr. Vliyanie litologii i mineraljnogo sostava cementa polimiktovihkh porod na zavisimostj otnositeljnogo soprotivleniya ot koehfficienta poristosti // Neftegazovaya geologiya i geofizika. 1980. Vihp. 9. S. 37–39. 4. Ushatinskiyj I. N., Zaripov O. G. Mineralogicheskie i geokhimicheskie pokazateli neftegazonosnosti mezozoyjskikh otlozheniyj Zapadno-Sibirskoyj plitih: Tr. ZapSibNIGNI. Sverdlovsk, 1978. Vihp. 96. 207 s. 5. Khabarov V. V. Poisk algoritmov ucheta vliyaniya glinistihkh mineralov na petrofizicheskie i geofizicheskie kharakteristiki plastov-kollektorov // Problemih interpretacii dannihkh GIS na EhVM: Sb. nauch. tr. Tyumenj, 1992. Ch. 2. S. 110–117. Турышев Вячеслав Валерьевич Доцент кафедры геофизических методов поисков и разведки Кубанского государственного университета, к. г.-м. н. Окончил Тюменский индустриальный институт. Научные интересы – петрофизика сложных коллекторов, радиоактивные методы при интерпретации результатов ГИС на месторождениях углеводородов. Автор 18 публикаций. Тел. (861) 219-96-34 E-mail: geophysic@fpm.kubsu.ru; vvturyshev@yandex.ru ========================================================= Автор рассматривает разные схемы разделения глинистой компоненты на типы (включая Th/K, удельную поверхность (через отношение третьей степени пористости к проницаемости), водородсодержане и емкость обмена Кроме того анализируется связь между величиной глинистости и типом глинистого материала (для тюменской и васюганской свиты намечается инверсия для каолинита в области 20-30% Приводятся парные связи глинистости с содержанием иных компонент или радиоактивностью по разным статиграфическим комплексам

bne: Производственный опыт Х. Б. Агaев. Применение кластерного анализа для расчленения геологического разреза по данным каротажа скважины 3 Ч. А. Гaджиев. Результаты изучения текущего состояния разработки горизонта 1в Продуктивной толщи месторождения Нефт Дашлары (Азербайджан) по геолого-геофизическим данным................................. 12 Г. Е. Силкин, В. Н. Петров, Г. А. Силкинa. Новые данные по перспективам нефтегазоносности верхнеюрских отложений северо-востока Томской области............... 23 В. М. Сaпожников, А. Л. Волковa. Опыт применения методов ГИС на типичном месторождении алмазов Якутии 43 И. О. Вaсильев. Методика исследования скважин методом резистивиметрии для определения скорости фильтрации пластовых вод при их интенсивных потоках...................... 50 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов И. В. Cуродинa, М. И. Эпов. Моделирование диаграмм высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования в скважинах с высокопроводящим раствором............................ 60 В. В. Кокуринa, М. И. Кременецкий, В. М. Кричевский. Контроль эффективности повторного гидроразрыва пласта по результатам гидродинамических исследований............................... 76 А. Ю. Лaнцов. Интеграция моделей фильтрации в пласте для анализа результатов гидродинамических исследований скважин после гидроразрыва пласта.................... 102 Научные обзоры В. А. Зыков. Техноэкогеофизика. Содержание, методология, история развития.......................... 114 Наши поздравления Юбилей Виталия Сергеевича Афанасьева................. 134 Объявления Научно-практическая конференция “Геолого-геофизические, петрофизические исследования и интерпретация при поиске, разведке и эксплуатации нефтегазовых скважин”.................... 137 Международная научно-практическая конференция “Современное состояние промысловой геофизики в России и за рубежом”.......................... 138 Международный университет природы, общества и человека “Дубна” начинает прием документов ............. 140 Сведения об авторах....................... 142 Abstracts........................ 147 АННОТАЦИИ Х. Б. Агaев Институт геологии НАН Азербaйджaнa ПРИМЕНЕНИЕ КЛАСТЕРНОГО АНАЛИЗА ДЛЯ РАСЧЛЕНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ДАННЫМ КАРОТАЖА СКВАЖИНЫ Показана эффективность применения кластерного анализа для расчленения разреза скважины по данным ГИС. Ключевые слова: скважина, каротаж, комплекс, кластеры, разрез, расчленение. Литература 1. Aвчян Г. М., Матвеенко А. А., Стефанкевич З. Б. Петрофизикa осадочных пород в глубинных условиях. М.: Недра, 1979. 224 с. 2. Агаев Х. Б. О правомерности определения скорости продольной сейсмической волны по электрическому сопротивлению осадочных пород // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 2011. № 11. С. 3–7. 3. Бабкин И. В. Применение метода нейронных сетей для определения текущей газонасыщенности по данным ГИС // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 5 (194). С. 52–60. 4. Буряковский Л. А., Джеваншир Р. Д., Алияров Р. Ю. Геофизические методы изучения геофлюидальных давлений. Баку: Элм, 1986. 148 с. 5. Буряковский Л. А. Петрофизика нефтяных и газовых коллекторов продуктивной толщи Азербайджана. Баку: Элм, 1985. 195 с. 6. Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1987. 375 с. 7. Кулиев Г. Г., Агаев Х. Б. Нелинейные действия упругой среды и их влияние на скорость распространения упругих волн // Известия НАНА, Науки о Земле. 2009. № 2. С. 31–39. 8. Кулиев Г. Г., Агаев Х. Б. Определение физико-механических свойств пород осадочного чехла на основе сейсмических, скважинных данных и теории упругих волн напряженных сред // Геофизический журнал. 2011. Т. 33. № 6. С. 125–135. 9. Мармонштейн Л. М. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Недра, 1985. 190 с. 10. Шерифф Р., Гелдарт Л. Cейсморазведка: В 2 т. / Пер. c англ. М.: Мир, 1987. 400 c. 11. Chashkov A. V., Valery V. M. Use of the Cluster Analysis and Artificial Neural Network Technology for Log Data Interpretation // Journal of Siberian Federal University. Engineering & Technologies 4 (2011, 4). P. 453–462. 12. Guliyev H. H., Aghayev Kh. B., Shirinov N. M. The Research of the Influence of the Pressure to the Values of Elastic Parameters of Geological Medium on the Basis of Seismic and Well Data // Herald of Kyiv National University named after T. Shevchenko. Geology. № 50. 2010. С. 10–16. 13. http://www.neuropro.ru 14. http://neuroxl.com/products/excel-cluster-analysis-software/neuroxl-clusterizer.htm Ч. А. Гaджиев Институт геологии НАН Азербaйджaнa РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ГОРИЗОНТА 1В ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТ ДАШЛАРЫ (АЗЕРБАЙДЖАН) ПО ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ Изложены результаты применения метода комплексной площадной интерпретации геофизической и геолого-промысловой информации по изучению текущего состояния разработки 1в горизонта Подкирмакинской (ПК-1в) свиты Продуктивной толщи (ПТ) месторождения Нефт Дашлары и использования интерпретационной системы DV-Seis Geo. Представлены трехмерные геомодели объекта, построенные по петрофизическим параметрам, результаты изучения геолого-статистическим методом взаимосвязи между скважинами, а также определение коэффициента распространения коллекторов по площади. Даны результаты анализа данных о выработанности объекта, информация об отборе продукта из активно и пассивно включенных в разработку пропластков, а также об объеме остаточного запаса нефти по горизонту ПК-1в ПТ. Ключевые слова: нефть, месторождение, пласт, интерпретация, геомодель, пористость, нефтенасыщенность, коллектор. Литература 1. Алиханов Э. Н. Нефтяные и газовые месторождения Каспийского моря. Баку: Азернешр, 1964. 2. Программное обеспечение DV-Seis Geo. М., 2009. 3. Проект разработки нефтегазового месторождения Нефт Дашлары. Баку, 2009. 4. Токарев М. А. Исследования геолого-статистических моделей пласта для контроля нефтеотдачи и подсчета запасов // РИТС ВНИИОЭНГ. Сер. “Нефте-промысловое дело”. 1983. № 2. С. 1–2. Г. Е. Силкин, В. Н. Петров, Г. А. Силкинa Филиaл ООО “ГеоПрaйм” – “Томскaя геофизическaя компaния” НОВЫЕ ДАННЫЕ ПО ПЕРСПЕКТИВАМ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕРХНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ СЕВЕРО-ВОСТОКА ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ Поисковое бурение на углеводороды северо-восточной части Томской области находится в начальной стадии. Перспективы этого региона разные исследователи оценивают неоднозначно. На основании ранее проведенных геолого-поисковых работ, которые закончились в целом без положительных результатов, преобладает мнение о низком углеводородном потенциале территории. В настоящей работе рассмотрены новые геолого-геофизические данные, полученные в последние годы, – региональной сейсморазведки и переинтерпретации данных ГИС, бурения и испытания “архивных” поисковых скважин. По результатам переинтерпретации данных ГИС, анализа бурения и испытания поисковых и параметрических скважин, принимая во внимание последние открытия на пограничной территории, сделаны выводы о возможной продуктивности верхнеюрских отложений в районе Косецкой впадины, расположенной на северо-востоке области. Приведены рекомендации по дальнейшему проведению геолого-поисковых работ на территории с учетом особенностей ее геологического строения. Ключевые слова: нефтегазоносность, переинтерпретация ГИС, бурение, испытание, верхнеюрские отложения, наунакская свита, марьяновская свита, флюидоупоры, нефтегенерационный потенциал, поисковая скважина, неструктурная ловушка, углеводороды, керн. Литература 1. Карапузов Н. И., Силкин Г. Е., Петров В. Н., Силкина Г. А. Повышение эффективности нефтепоисковых работ на основе использования материалов бурения, ГИС и сейсморазведки прошлых лет на Тунгольском и Ледовом лицензионных участках (Томская область) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 6 (216). С. 53–79. 2. Конторович В. А., Петров В. Н. Постановка региональных сейсморазведочных работ МОГТ в пределах Райгинско-Ажарминской гряды (Томская область): Отчет по результатам работ по Государственному контракту № 3/12-240107. Новосибирск, Томск, 2010. 3. Конторович В. А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойских отложений Юго-Восточных районов Западной Сибири. Новосибирск: СО РАН, 2002. 4. Назаров А. Д. Нефтегазовая гидрогеохимия юго-восточной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Томск: Идея-Пресс, 2003. 5. Ростовцев В. Н., Резник С. Н. Юрский комплекс Чулым-Тымского междуречья – перспективный объект для поисков нефти и газа в правобережье Оби Томской области. Томск: Изд. ТГУ, 2004. 6. Силкин Г. Е., Силкина Г. А., Альмендингер Л. Г., Зюбин И. А. Недооценка роли геофизических исследований скважин в процессе геолого-геофизического изучения перспектив нефтегазоносности лицензионных участков недр // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 5 (215). С. 50–69. В. М. Сaпожников Уральский ГГУ А. Л. Волковa Амaкинскaя ГРЭ ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ГИС НА ТИПИЧНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ АЛМАЗОВ ЯКУТИИ Представлены типичный геологический разрез и статистические диаграммы комплекса методов ГИС, дополненные диаграммами показателя контрастности аномалий методов, которые в совокупности могут рассматриваться как физико-геологическая модель алмазоносной кимберлитовой трубки для стадии разведки. Ключевые слова: кимберлиты, алмазоносность, методы ГИС, статистические диаграммы, показатель контрастности, функция комплексного показателя. Литература 1. Вахромеев Г. С. Основы методологии комплексирования геофизических исследований при поисках рудных месторождений. М.: Недра, 1978. 152 с. 2. Сапожников В. М. Использование диаграмм каротажа для петрофизического картирования рудовмещающих горных пород // Методика поисков и разведки глубокозалегающих рудных месторождений: Межвуз. науч. темат. сб. Свердловск: Изд. УПИ, 1977. Вып. 1. С. 20–27. 3. Сапожников В. М. Комплексирование геофизических методов: Учеб. пособие. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010. 76 с. 4. Серков В. А., Шумаков М. С. Изучение особенностей двухэлектродного каротажа вызванной поляризации // Опыт применения и пути улучшения методики геофизических исследований на рудных и нерудных месторождениях. Свердловск, 1988. С. 148–152. И. О. Вaсильев НИ ИрГТУ МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН МЕТОДОМ РЕЗИСТИВИМЕТРИИ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СКОРОСТИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД ПРИ ИХ ИНТЕНСИВНЫХ ПОТОКАХ Представлена нестандартная методика проведения геофизических работ по определению естественной скорости потока пластовых вод методом резистивиметрии с одновременной засолкой скважины при интенсивных потоках воды. По полученным данным проведены расчеты скорости фильтрации воды по водоносным пластам. Ключевые слова: скважина, резистивиметрия, водоносные пласты, засолка, скорость фильтрации. Литература 1. Васильев И. О., Тирский О. Н. Результаты ГИС при исследовании гидрогеологических скважин на золоторудном месторождении “Погромное” (Забайкалье) // Известия Сибирского отделения секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. № 2 (41). С. 133–137. 2. Гаркаленко И. А., Зайченко В. Ю., Михедько А. Ф. и др. Методика геофизических исследований скважин Донбасса. Киев: Изд-во “Наукова думка”, 1971. 156 с. И. В. Cуродинa Институт вычислительной мaтемaтики и мaтемaтической геофизики CО PАН М. И. Эпов Институт нефтегaзовой геологии и геофизики CО PАН МОДЕЛИРОВАНИЕ ДИАГРАММ ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО КАРОТАЖНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ В СКВАЖИНАХ С ВЫСОКОПРОВОДЯЩИМ РАСТВОРОМ Выполнено двумерное и трехмерное математическое моделирование электромагнитных полей. Показано, что сильнопроводящий буровой раствор подчеркивает на диаграммах высокочастотного электромагнитного каротажного зондирования влияние неровностей стенки скважины, зон технической и природной трещиноватости. Проведены расчеты для скважин, имеющих сложную пространственную траекторию. Ключевые слова: скважина, каверны, электромагнитный каротаж, математическое моделирование. Литература 1. Антонов Ю. Н., Жмаев С. С. Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ). Новосибирск: Наука, 1979. 104 с. 2. Воеводин В. В., Кузнецов Ю. А. Матрицы и вычисления. М.: Наука,1984. 318 с. 3. Кауфман А. А. Теория индукционного каротажа. Новосибирск: Наука,1965. 233 с. 4. Кузнецов Ю. И., Агапитова Н. С. Математические основы моделирования на ЭВМ. Ю.-Сахалинск: Из-во ЮСИЭПИ, 2003. 213 с. 5. Мартаков С. В., Эпов М. И. Прямые двумерные задачи электромагнитного каротажа // Геология и геофизика. 1999. С. 40. № 2. C. 249–254. 6. Самарский А. А. Теория разностных схем. М.: Наука, 1979. 655 с. 7. Суродина И. В., Эпов М. И., Мартаков С. В. 3D моделирование гармонических электромагнитных полей для задач каротажа в наклонно-горизонтальных скважинах // Международная конференция по вычислительной математике МКВМ-2004. Ч. 2. С. 699–703. 8. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ: Методическое руководство / Под ред. М. И. Эпова, Ю. Н. Антонова. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН; Издательство СО РАН, 2000. 112 с. 9. Saad Y. Iterative Methods for Sparse Linear Systems. 2-nd edition, SIAM, Philadelphia, PA, 2003. 547 p. В. В. Кокуринa, М. И. Кременецкий, В. М. Кричевский ООО “Гaзпром нефть НТЦ” КОНТРОЛЬ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОВТОРНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ Рассмотрены возможности гидродинамических исследований скважин (ГДИС) при оценке результативности повторного гидроразрыва (ГРП) низкопроницаемого пласта. Установлено, что в условиях образования в пласте дублирующей трещины другой ориентации основным критерием успешности гидроразрыва становятся размеры зоны дренирования. Наиболее вероятной причиной увеличения размеров зоны является нелинейность фильтрации, связанная с существованием начального градиента сдвига. Моделирование поля давления, выполненное с учетом этого фактора, позволило воспроизвести реальное поведение диагностических кривых ГДИС при повторном ГРП. Ключевые слова: гидроразрыв пласта, переориентация трещины, гидродинамические исследования, низкопроницаемый коллектор, контроль разработки. Литература 1. Александров С. И., Гогоненков Т. Н., Пасынков А. Г. Пассивный сейсмический мониторинг для контроля геометрических параметров гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2007. № 3. С. 51–53. 2. Байков В. А., Гимазов А. А., Колонских А. В. и др. Лабораторные исследования нелинейной фильтрации низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения: Тезисы докладов XI научно-практической конференции “Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами”. М.: Нефтяное хозяйство, 2011. С. 11. 3. Борисов Г. А., Латыпов И. Д. , Хайдар Л. М. и др. Применение плотностного и поляризационного акустического каротажа для оптимизации гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2009. № 9. С. 98–101. 4. Гафаров Ш. А., Шамаев Г. А. Исследование фильтрационных параметров неньютоновской нефти при течении в карбонатных пористых средах // Нефтегазовое дело. 2005. 5. Гуляев Д. Н., Кокурина В. В., Кременецкий М. И. и др. Формирование системы промыслового мониторинга на основе долговременных исследований стационарными датчиками на приеме насоса // Нефтяное хозяйство. 2009. № 12. С. 41–44. 6. Дозье Д., Элбел Д., Филдер Ю. и др. Повторный гидроразрыв пласта // Технологии ТЭК. 2004. № 2. С. 52–58. 7. Кокурина В. В., Кременецкий М. И., Мельников С. И. и др. Повышение информативности гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов, вскрытых в результате гидроразрыва // Нефтяное хозяйство. 2010. № 12. С. 42–45. 8. Кременецкий М. И., Ипатов А. И., Гуляев Д. Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых скважин. М.–Ижевск, 2012. 896 с. 9. Латыпов Л. Д. и др. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО “РН-Юганскнефтегаз” // Нефтяное хозяйство. 2011. № 6. С. 34–38. 10. Миржанзаде А. Х., Ковалев А. Г., Зайцев Ю. В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. 200 с. 11. Третьяков С. В., Паршукова Л. А., Кильдышев С. Н. Анализ эффективности применения повторного ГРП: Материалы Всероссийской конференции “Проблемы повышения газонефтеотдачи месторождений на завершающей стадии их разработки и эксплуатации ПХГ”. Северо-Кавказский ГТУ, 2005. 12. Хасанов М. М., Булгакова Г. Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах. М.–Ижевск: РХД, 2003. 287 с. 13. Blasingame T. L. Pressure-Buildup Test Analysis – Variable-Rate Case: A New Approach // SPE Formation Evaluation. 1989. Т. 4. P. 273–280. 14. Li P. Theoretical Study of Reorientation Mechanism of Hydraulic Fractures // Paper SPE 105724. 15. Martin A. N., Rylance M. Hydraulic Fracturing Makes the Difference: New Life for Old Fields. Paper SPE 127743 presented at the North Africa Technical Conference and Exibition. 14–17 February 2010. Cairo. Egypt. А. Ю. Лaнцов ООО “Геоинформaционные технологии и системы” ИНТЕГРАЦИЯ МОДЕЛЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ В ПЛАСТЕ ДЛЯ АНАЛИЗА РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА На примере скважины с гидроразрывом пласта рассмотрены методы диагностики моделей фильтрации в пласте и интерпретация результатов гидродинамических исследований на неустановившихся режимах. Предложена технология интеграции математических моделей фильтрационных течений в единое решение. Представлены результаты успешного воспроизведения фактических регистраций гидродинамических исследований газонасыщенного пласта на основе предложенной комплексной модели. Ключевые слова: скважина, пласт, гидродинамические исследования, гидроразрыв, неустановившийся режим фильтрации, модель фильтрационного течения. Литература 1. Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Каневская Р. Д. и др. Подземная гидромеханика. М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 488 с. 2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г. А. Зотова, З. С. Алиева. М.: Недра, 1980. 301 с. 3. Ипатов А. И., Кремнецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ “Регулярная и хаотическая динамика”; Институт компьютерных исследований, 2006. 780 с. 4. Blasingame T. A., Poe B. D. Semi-Analytical Solutions for a Well with a Single Finite-Conductivity Vertical Fracture. SPE 26424 presented at 19993 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, TX, 3–6 Oct. 5. Cinco-Ley H., Samaniego-V. F. Transient Pressure Analysis for Fractured Wells. JPT (September 1981). P. 1749–1766. 6. Fair W. B. Jr. Pressure Buildup Analysis with Wellbore Phase Redistribution. SPEJ (April 1981). 259 p. 7. Gringarten A. C., Ramey H. J. Jr., Raghavan R. Unsteady-State Pressure Distribution Created by a Well with a Single Infinite-Conductivity Vertical Fracture. SPEJ (Aug. 1974). P. 347–360. 8. Lee S. T., Brockenbrough J. R. A New Approximate Analytic Solution for Finite Conductivity Vertical Fractures. SPEFE (February, 1986). P. 75–88. 9. Ozkan E., Raghavan R. New Solutions for Well-Test-Analysis Problems: Part 2. Computational Considerations and Applications. SPEFE (Sept. 1991). P. 369–378. В. А. Зыков Ухтинский госудaрственный технический университет ТЕХНОЭКОГЕОФИЗИКА. СОДЕРЖАНИЕ, МЕТОДОЛОГИЯ, ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ Дано обобщенное системно-методологическое обоснование нового актуального направления прикладной геофизики – техноэкогеофизики, объединяющей научно-практические разработки по энергетическому воздействию на углеводородный пласт (геосреду вообще) физическими полями разной природы. Основная цель – изменение некоторых свойств и состояний фазоминеральных компонент пласта, способствующих более полному извлечению полезных ископаемых, например интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи. Описаны главные атрибуты направления: объекты и предмет исследований, цели, задачи и средства воздействия, основные термины, определения и др. Ключевые слова: техноэкогеофизика, геотехнология, техногеология, геофизические поля, воздействие на геосреду, нефтеотдача. Литература 1. Аренс В. Ж. Скважинная добыча полезных ископаемых (геотехнология). М.: Недра, 1986. 279 с. 2. Аренс В. Ж. Физико-химическая геотехнология: Учебное пособие. М.: МГГУ, 2001. 656 с. 3. Афанасенков М. И., Жуйков Ю. Ф., Кульпин Л. Г. и др. Многоцелевая технология комплексного реагентно-акустического воздействия и контроля // Нефтяное хозяйство. 2001. № 4. С. 41–45. 4. Блох Ю. И. 100 лет российской разведочной геофизике // Геофизика. 1996. № 5–6. С. 97–99. 5. Вахитов Г. Г., Симкин Э. М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. М.: Недра, 1985. 231 с. 6. Вахромеев Г. С. Экологическая геофизика. Иркутск: ИрГТУ, 1995. 216 с. 7. Вопросы нелинейной геофизики. М.: ВНИИЯГГ, 1981. 188 с. 8. Гадиев С. М. Использование вибрации в добыче нефти. М.: Недра, 1977. 159 с. 9. Гарипов В. З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогноз неф-тедобычи на период до 2015 года // Нефтяное хозяйство. 2000. № 7. С. 11–15. 10. Гончарова Л. В., Баранова В. И., Егоров Ю. М. Использование СВЧ-метода при решении проблем техногенеза в экологии // Инженерно-геологическое обеспечение недропользования и охрана окружающей среды. Пермь, 1997. С. 65–67. 11. Горбачев Ю. И. Физико-химические основы ультразвуковой очистки призабойной зоны нефтяных скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 1999. Вып. 57. С. 48–57. 12. Гумерский Х. Х., Жданов С. А., Гомзинов В. К. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2000. № 5. С. 38–40. 13. Гумерский Х. Х., Мамедов Ю. Г., Шахвердиев А. Х. Российская нефтяная промышленность на пороге нового века: оценки прошлого, настоящего и будущего // Нефтяное хозяйство. 2000. № 7. С. 22–26. 14. Дыбленко В. П., Камалов Р. Н., Шарифуллин P. JI. и др. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия. М.: Недра, 2000. 381 с. 15. Жданов С. А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2001. № 4. С. 38–40. 16. Жигалин А. Д. Экологический отклик техногенных полей // Геофизика. 1994. № 3. С. 33–37. 17. Зыков В. А., Грунис Е. Б., Дроздов А. В. Техноэкогеофизика – новые эффективные технологии освоения, добычи и переработки минеральных ресурсов XXI века (методология, теория, приоритетные прикладные направления) // Республика Коми. Научно-техническая политика. Сыктывкар, 1997. С. 175–178. 18. Зыков В. А. Техноэкогеофизика – экологическая сущность и приоритеты в северных условиях // Материалы международной конференции “Экология северных территорий России. Проблемы, прогноз ситуации, пути развития, решения”. Архангельск, 2002. Т. 1. С. 162–166. 19. Зыков В. А., Кошкур О. Н. Геоакустические комплексы интенсификации дебитов скважин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 6 (171). С. 111–121. 20. Зыков В. А., Кошкур О. Н. Новые скважинные технологии энергетического воздействия на геологическую среду в современных реалиях рынка // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 9 (207). С. 93–110. 21. Зыков В. А., Кошкур О. Н., Стуканов М. Высокотехнологичная профилактика продуктивности скважин с использованием акустического воздействия на пласт: российский и международный опыт // Доклады III Международного научного симпозиума “Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов”. М.: ОАО “ВНИИнефть”, 2011. Т. 1. С. 123–130. 22. Зыков В. А., Смирнов А. Н. К возможности выделения самостоятельной геофизической группы МУН и МИДН // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: Материалы II Международного научного симпозиума. М., 2009. Т. 2. С. 212–217. 23. Ивакин Б. Н., Карус Е. В., Кузнецов О. Л. Акустический метод исследования скважин. М.: Недра, 1978. 320 с. 24. Калинко М. К. Техногеология: актуальность и приоритетные направления развития // Советская геология. 1989. № 11. С. 3–10. 25. Кашик А. С. Российская нефтяная геофизика. Некоторые мысли накануне третьего тысячелетия // Геофизика. 2000. № 3. С. 3–12. 26. Кобрунов А. И. Информационная модель геофизических исследований // Геофизика. 1997. № 3. С. 18–26. 27. Кондратьев O. K. Разведочная геофизика с целью прогноза землетрясений // Геофизика. 1995. № 3. С. 19–25. 28. Кондратьев O. K. Кризис геофизической науки и пути выхода из него // Геофизика. 2001. № 5. С. 3–9. 29. Королев В. А., Бабакина О. А., Митоян Р. А. и др. Разработка методов электрохимической очистки грунтов от экотоксикатов // Экологическая геология и рациональное недропользование. СПб., 2000. С. 26–28. 30. Кузнецов O. Л., Ефимова С. А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1983. 192 с. 31. Кузнецов О. Л., Симкин Э. М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990. 269 с. 32. Кузнецов О. Л., Симкин Э. М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пласты. М.: Мир, 2001. 260 с. 33. Лаптев В. В. Российский научно-технический комплекс ГИС: состояние и перспективы // Геофизика. 2000. № 4. С. 3–8. 34. Мушин И. А. Нефтегазовая сейсморазведка и сейсморазведчики в начале XXI века // Геофизика. 1999. № 1. С. 11–17. 35. Проблемы нелинейной сейсмики. М.: Наука, 1987. 288 с. 36. Ржевский В. В., Новик Г. Я. Основы физики горных пород. М.: Недра, 1967. 288 с. 37. Светов Б. С. “Неклассическая” геоэлектрика // Физика Земли. 1995. № 8. С. 3–12. 38. Сизоненко О. Н., Шерстнев Н. М. Особенности изменения фильтрационных характеристик пород-коллекторов при реагентно-импульсном воздействии // Нефтяное хозяйство. 2001. № 4. С. 49–51. 39. Симонов Б. Ф., Опарин В. Н., Канискин Н. А. и др. Вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты с земной поверхности // Нефтяное хозяйство. 2000. № 5. С. 41–46. 40. Страхов В. Н. Сохранить и обобщить знания и опыт, накопленные российской прикладной геофизикой, запечатлеть ее историю, указать направления и пути ее развития в будущем. М.: ОИФЗ РАН, 1995. 66 с. 41. Сургучев Л. М. Обзор третичных методов увеличения нефтеотдачи // Неф-тяное хозяйство. 2001. № 5. С. 50–54. 42. Токарев В. Д. Технология РАВ – важный этап совершенствования методов акустического воздействия на пласты // Нефть и Газ Евразия. № 6. 2004. С. 56–59. 43. Физические основы сейсмического метода. Нетрадиционная геофизика. М.: Наука, 1991. 240 с. 44. Шейнман А. Б., Сергеев А. И., Малофеев Г. Е. Электротепловая обработка призабойной зоны нефтяных скважин. М., 1962. 98 с.

bne: Х. Б. Агaев Институт геологии НАН Азербaйджaнa ПРИМЕНЕНИЕ КЛАСТЕРНОГО АНАЛИЗА ДЛЯ РАСЧЛЕНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ДАННЫМ КАРОТАЖА СКВАЖИНЫ Показана эффективность применения кластерного анализа для расчленения разреза скважины по данным ГИС. Ключевые слова: скважина, каротаж, комплекс, кластеры, разрез, расчленение. Литература 1. Aвчян Г. М., Матвеенко А. А., Стефанкевич З. Б. Петрофизикa осадочных пород в глубинных условиях. М.: Недра, 1979. 224 с. 2. Агаев Х. Б. О правомерности определения скорости продольной сейсмической волны по электрическому сопротивлению осадочных пород // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 2011. № 11. С. 3–7. 3. Бабкин И. В. Применение метода нейронных сетей для определения текущей газонасыщенности по данным ГИС // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 5 (194). С. 52–60. 4. Буряковский Л. А., Джеваншир Р. Д., Алияров Р. Ю. Геофизические методы изучения геофлюидальных давлений. Баку: Элм, 1986. 148 с. 5. Буряковский Л. А. Петрофизика нефтяных и газовых коллекторов продуктивной толщи Азербайджана. Баку: Элм, 1985. 195 с. 6. Итенберг С. С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1987. 375 с. 7. Кулиев Г. Г., Агаев Х. Б. Нелинейные действия упругой среды и их влияние на скорость распространения упругих волн // Известия НАНА, Науки о Земле. 2009. № 2. С. 31–39. 8. Кулиев Г. Г., Агаев Х. Б. Определение физико-механических свойств пород осадочного чехла на основе сейсмических, скважинных данных и теории упругих волн напряженных сред // Геофизический журнал. 2011. Т. 33. № 6. С. 125–135. 9. Мармонштейн Л. М. Петрофизические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Недра, 1985. 190 с. 10. Шерифф Р., Гелдарт Л. Cейсморазведка: В 2 т. / Пер. c англ. М.: Мир, 1987. 400 c. 11. Chashkov A. V., Valery V. M. Use of the Cluster Analysis and Artificial Neural Network Technology for Log Data Interpretation // Journal of Siberian Federal University. Engineering & Technologies 4 (2011, 4). P. 453–462. 12. Guliyev H. H., Aghayev Kh. B., Shirinov N. M. The Research of the Influence of the Pressure to the Values of Elastic Parameters of Geological Medium on the Basis of Seismic and Well Data // Herald of Kyiv National University named after T. Shevchenko. Geology. № 50. 2010. С. 10–16. 13. http://www.neuropro.ru 14. http://neuroxl.com/products/excel-cluster-analysis-software/neuroxl-clusterizer.htm

bne: На мой вкус никакой формальный аппарат не дает решения автоматом Я применял кластерный анализ активно в 80-е годы (на EC-ЭВМ) В качестве алгоритмов выбирал смеси многомерных нормальных распределений (писал сам и там пришлось вводить фокусы для исключения сингулярностей) Сейчас в ModERn заложено три алгоритма и они продолжают совершенствоваться Особенно важен интерфейс пользователя, что часто недооценивается Приводимые автором примеры на мой вкус неудачны Большое число выделяемых кластеров (10-40) не улучшает интерпретацию, а затрудняет Тем не менее, работать и сравнивать необходимо...

bne: Производственный опыт М. В. Жданова. Корреляция рифогенных отложений с целью создания постояннодействующей геолого-технологической модели подземного хранилища газа в Республике Башкортостан................3 П. А. Каменев, Л. М. Богомолов. Комплексное исследование напряжений на основе данных каротажа и бурения на примере Сахалина.............................................................................. 13 Э. М. Мурадов. Использование геолого-промысловых показателей вновь пробуренной скважины при оценке запасов углеводородов месторождения Нефт Дашлары................... 24 О. М. Муравина. Метод группового учета аргументов при идентификационном моделировании разрезов скважин............................................................ 32 Ю. В. Никифоров, А. П. Жовтоножка. Метод электрического каротажа через обсадную колонну RBC.................. 40 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов А. Н. Баранов, А. П. Марков, А. А. Смирнов, В. М. Залетин, М. С. Хозяинов. Оперативный элементный анализ металлосодержащих природных и техногенных материалов....................................................... 53 Т. И. Ельцов, М. Н. Никитенко, С. А. Терентьев. Быстрый алгоритм вычисления кажущихся сопротивлений по сигналам индукционного каротажа..................................................... 63 В. Г. Черменский, В. А. Велижанин, А. А. Кощеев, С. П. Конышев. Тестирование нейтронных счетчиков СНМ 56М и СНМ 67Э производства ФГУП “Комбинат “Электрохимприбор”.......... 73 Я. И. Биндер, П. А. Клюшкин, А. Г. Тихонов. Результаты испытаний инклинометра с компенсацией магнитных помех, установленного в непосредственной близости от забойного двигателя при малых зенитных углах наклона скважины........................................................ 86 М. А. Ахметов, Г. А. Белышев, А. М. Кувшинов. Особенности применения датчиков Холла в скважинных расходомерах............................................ 92 Научные обзоры С. М. Аксельрод. Добыча метана из угольных пластов (по материалам иностранной литературы)....................................... 101 Информационные сообщения А. Г. Дмитриев, О. Н. Тирский. 60 лет кафедре технологии геологической разведки Иркутского государственного технического университета................................................. 134 Наши поздравления Юбилей Николая Владимировича Шарова....................................... 140 Юбилей Валерия Александровича Пантюхина.................................. 142 Объявления Научно-практическая конференция “Геолого-геофизические, петрофизические исследования и интерпретация при поиске, разведке и эксплуатации нефтегазовых скважин”............................. 144 Сведения об авторах............................................. 145 Abstracts......................................... 154 АННОТАЦИИ М. В. Ждaновa ООО “Гaзпром георесурс” КОРРЕЛЯЦИЯ РИФОГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С ЦЕЛЬЮ СОЗДАНИЯ ПОСТОЯННОДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН С целью разработки постояннодействующей геолого-технологической модели подземного хранилища газа (ПХГ) в Республике Башкортостан (РБ) в рифогенных телах были выделены комплексы пород (условно названные блоками) с определенными, практически не изменяющимися по площади фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Установлена сопоставимость выделенных блоков и газопринимающих и газоотдающих интервалов по скважинам на основе анализа корректности и представительности выполненной корреляции рифогенных отложений. Ключевые слова: подземное хранилище газа, корреляция, рифогенные отложения, пористость, каротаж, геолого-геофизическая модель. Литература 1. Быков Н. Е., Фурсов А. Я., Максимова М. И., Фурсова А. Я. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981. 525 с. 2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. М.–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ “Тверьгеофизика”, 2003. П. А. Кaменев, Л. М. Богомолов ИМГиГ ДВО РАН КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ КАРОТАЖА И БУРЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ САХАЛИНА С использованием геомеханических параметров горных пород Полярнинского нефтяного месторождения о. Сахалин, рассчитанных на основе данных каротажа, была произведена оценка предельного горизонтального и вертикального напряжений. В интервалах разломов и естественной трещиноватости интерпретация данных обвальной породы стенок скважины может быть полезна для понимания и предотвращения нестабильности стенок скважины. Совместная интерпретация данных каротажа и морфологии обвальной породы скважины помогает предотвратить аварийные ситуации и таким образом сделать бурение более дешевым и безопасным. Ключевые слова: скважина, геомеханика, напряжение, устойчивость, форма вывалов, профилактика. Литература 1. Али А. Х., Марти Ш., Еса Р. и др. Передовой метод гидравлического разрыва пласта с использованием геомеханического моделирования и механики пород – технически интегрированный подход // Нефтегазовое обозрение. 2002. C. 75–83. 2. Иванников В. И., Кузнецов Ю. И. К вопросу об устойчивости стенок сверхглубоких скважин в кристаллических горных породах // Нелинейная геофизика. М.: ВНИИЯГГ, 1981. С. 159–167. 3. Иванников В. И., Кузнецов Ю. И. Методические рекомендации по изучению напряженно-деформированного состояния горных пород на различных стадиях геологоразведочного процесса: Монография / Под ред. акад. Е. И. Шемякина. М.: ВНИИгеоинформсистем, 1987. 115 с. 4. Иванников В. И., Кузнецов Ю. И. Технологические аспекты изучения напряженно-деформированного состояния горных пород, вскрытых скважиной // Скважинная геоакустика при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых. М.: ВНИИгеоинформсистем, 1987. С. 91–98. 5. Исаев В. И., Гуленок Р. Ю., Веселов О. В. и др. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. 2002. № 6. С. 48–54. 6. Каменев П. А., Богомолов Л. М., Валетов С. А. Об оценках геомеханических параметров осадочных породных массивов по данным комплексного каротажа скважин (на примере Сахалина): Тр. Всероссийской конф. “Геодинамика и напряженное состояние недр Земли”. Новосибирск, 2011. С. 133–139. 7. Каменев П. А., Валетов С. А. Оценка пластовых давлений по данным электрического каротажа на примере Полярнинского месторождения о. Сахалин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 207. С. 17–28. 8. GallantC., ZhangJ., WolfeC. etal. Wellbore Stability Considerations for Dril-ling High-Angle Wells through Finely Laminated Shale: A Case Study from Terra Nova // Paper SPE 110742 presented at the SPE Annual Technical Conference in Anaheim, California, USA, 11–14 November 2007. 9. Graves W. Bit-Generated Rock Textures and their Effect on Evaluation of Litho-logy, Porosity, and Shows in Drill-Cutting Samples. AAPG. 1986, April. 10. Horsrud P. Estimating Mechanical Properties of Shale from Empirical Correlations // SPE Drilling & Completion. SPE 56017. 2001. V. 16. № 2. P. 68–73. 11. Lal M. Shale Stability: Drilling Fluid Interaction and Shale Strength // Paper SPE 54356 presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference Held in Caracas, Venezuela, 21–23 April 1999. 12. Mohammed N., Chernov M., Mañalac-Trøan E. et al. Focussed Risk-Management Brings a Step-Change Improvement in Drilling Performance at Sakhalin’s Odoptu ERD Development // Paper SPE 102818 presented at the SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 3–6 October 2006. 13. The World Stress Map Project // http://dc-app3-14.gfz-potsdam.de/pub/introduction/introduction_frame.html 2000. 14. Walker M. Pushing the Extended Reach Envelope at Sakhalin: An Operator’s Experience Drilling a Record Reach Well // Paper IADC/SPE 151046 presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition Held in San Diego, California, USA, 6–8 March 2012. 15. Willson S., Edwards S., Heppard P. et al. Wellbore Stability Challenges in the Deep Water, Gulf of Mexico: Case History Examples from the Pompano Field // Paper SPE 84266 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 5–8 October 2003. Э. М. Мурaдов Институт геологии, Нaционaльнaя aкaдемия нaук Азербaйджaнa ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВНОВЬ ПРОБУРЕННОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ОЦЕНКЕ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТ ДАШЛАРЫ На основе проведения комплекса геофизических исследований в новой пробуренной эксплуатационной скважине на юго-восточной периклинали месторождения Нефт Дашлары были выявлены дополнительные перспективы нефтегазоносности. Углеводороды промышленного значения, полученные при освоении скважины, еще раз подтвердили результаты геофизических исследований и позволили оценить запасы нефти свиты НКП по категории С1. Ключевые слова: нефть, газ, месторождение Нефт Дашлары, новая скважина, геофизика, прирост запасов. Литература 1. Багиров Б. А. Геологические основы доразработки месторождений нефти и газа. Баку: Элм, 1986. 164 с. 2. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. M.: Недра, 1978. 318 с. 3. Сковородников И. Г. Геофизические исследования скважин: Учебное пособие. 3-е изд., перераб. и доп. Екатеринбург: Институт испытаний, 2009. 471 с. 4. Юсуфзаде Х. Б. Разработка и разведка морских нефтегазовых месторождений (на примере месторождений Каспийского моря). Баку: Азернешр, 1979. 152 с. О. М. Мурaвинa Воронежский госудaрственный университет МЕТОД ГРУППОВОГО УЧЕТА АРГУМЕНТОВ ПРИ ИДЕНТИФИКАЦИОННОМ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН Представлены результаты моделирования, выполнявшегося с целью выявления связей между геологическими параметрами разреза и соответствующими ему атрибутами геофизических полей, полученными по данным каротажа. Для построения идентификационных моделей был использован метод группового учета аргументов (МГУА), позволяющий генерировать значительное количество вариантов моделей и выбирать из них наиболее оптимальную по минимальным значениям внешних критериев. Полученные уравнения, связывающие геологические и геофизические параметры стохастической зависимостью, можно использовать при прогнозировании литологии разреза более глубоких горизонтов, а также при интерпретации данных других скважин, пробуренных в сходных геологических условиях. Ключевые слова: каротаж, разрез, математическое моделирование, метод группового учета аргументов. Литература 1. Александров П. Н. Применение функционального анализа для установления петрофизических связей: Материалы II Школы-семинара “Гординские чтения”. М., 2012. С. 3–5. 2. Аузин А. А., Муравина О. М. Статистический анализ данных каротажа методом группового учета аргументов // Вестник Воронежского государственного университета. Сер. Геология. Воронеж, 2011. № 2. С. 150–154. 3. Ивахненко А. Г. Индуктивный метод самоорганизации моделей сложных систем. Киев: Наукова думка, 1982. 296 с. 4. Ивахненко А. Г., Юрачковский Ю. П. Моделирование сложных систем по экспериментальным данным. М.: Радио и связь, 1987. 120 с. 5. Муравина О. М. Возможности метода группового учета аргументов при статистической обработке петрофизических данных // Вестник Воронежского государственного университета. Сер. Геология. Воронеж, 2009. № 2. С. 150–154. 6. Муравина О. М. Метод группового учета аргументов при анализе геофизических данных // Геофизика. 2012. № 6. С. 16–20. Ю. В. Никифоров, А. П. Жовтоножкa СК “Рaзрез” группы компaний “Гео” МЕТОД ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА ЧЕРЕЗ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ RBC Рассмотрены трудности реализации аппаратуры метода электрического каротажа через обсадную колонну RBC (Resistivity Behind Casing) и способы их преодоления. Приведены параметры аппаратуры. Рассмотрены конкретные геолого-промысловые ситуации, в которых следует применять и рекомендовать к применению аппаратуру RBC. Приведен краткий обзор выполненных исследований при решении задач электрометрии обсаженной скважины на месторождениях Западной Сибири. Ключевые слова: обсаженная скважина, электрический каротаж, аппаратура, малошумящий усилитель, интерпретация. Литература 1. Пат. № RU 2176802, МПК в 01У 3/20. Способ электрического каротажа обсаженных скважин / Кашик А. С., Рыхлинский Н. И. 2. Пат. № RU 2302019 от 18.04.2006. Способ электрического каротажа обсаженных скважин / Серебрянский В. В., Юхлин В. И. А. Н. Бaрaнов, А. П. Мaрков, А. А. Смирнов, В. М. Зaлетин, М. С. Хозяинов Междунaродный университет природы обществa и человекa “Дубнa” ОПЕРАТИВНЫЙ ЭЛЕМЕНТНЫЙ АНАЛИЗ МЕТАЛЛОСОДЕРЖАЩИХ ПРИРОДНЫХ И ТЕХНОГЕННЫХ МАТЕРИАЛОВ Изложены результаты внелабораторных исследований состава природных (пробы горных пород) и техногенных (отходы производства цветных и драгоценных металлов) металлосодержащих материалов с использованием анализатора “Витим”. Рентгенофлуоресцентный анализатор “Витим” (разработка ОАО “ИФТП”) выполнен в виде портативного переносного прибора нового поколения и предназначен для оперативного опробования руд (прежде всего золотосеребряных) в естественном залегании или в состоянии, близком к естественному (в отвалах, транспортных емкостях и т. п.). Дано описание прибора, его основных функциональных характеристик и сравнение с существующими отечественными и зарубежными аналогами. Приведены аппаратурные спектры ряда металлосодержащих образцов и сформулированы рекомендации по использованию анализатора нового поколения “Витим” для определения элементного состава металлосодержащих материалов в полевых условиях. Ключевые слова: рентгенофлуоресцентный анализ, кремниевый детектор, анализатор элементного состава. Литература 1. Баранов А. Н., Марков А. П., Алексеев С. В. и др. Носимый рентгенофлуоресцентный прибор “Алдан”: Тезисы докладов // V Международное совещание “Проблемы прикладной спектрометрии и радиометрии”. Дубна, 2001. С. 7. 2. Иванюкович Г. А., Баранов А. Н. Оценка параметров уравнения связи при рентгенорадиометрическом опробовании руд // Геофизическая аппаратура. 1990. Вып. 93. С. 62–67. 3. Иванюкович Г. А., Мейер В. А., Баранов А. Н. и др. Опыт применения рентгенорадиометрического анализатора с полупроводниковым детектором при опробовании серебряных руд в естественном залегании: Тезисы докладов // Всесоюзн. научн.-техн. cовещание “Эффективность применения и перспективы развития рудной геофизики”. Л., 1985. 4. Себер Дж. Линейный регрессионный анализ. М.: Мир, 1980. 5. Handheld XRF Analyzers. URL: http://www.innovx.com/products/alpha. 6. Silicon Drift Detector (SDD). URL: http://www.amptek.com/drift.html. 7. Thermo Fisher Scientific's NITON Handheld XRF Analyzers. URL: http://www.niton.com/ 8. X-ray detector. URL: http://www.amptek.com/xr100cr.html. Т. И. Ельцов, М. Н. Никитенко, С. А. Терентьев Новосибирский технологический центр БЫСТРЫЙ АЛГОРИТМ ВЫЧИСЛЕНИЯ КАЖУЩИХСЯ СОПРОТИВЛЕНИЙ ПО СИГНАЛАМ ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА Проанализировано поведение амплитуды и фазы индукционного каротажного зонда, преобразованы формулы для вычисления этих сигналов, создан и протестирован алгоритм, основанный на методе Ньютона, по которому вычисляются кажущиеся сопротивления по заданным сигналам. Ключевые слова: индукционный каротаж, кажущееся сопротивление, магнитное поле, метод Ньютона. Литература 1. Кауфман А. А. Теория индукционного каротажа. Новосибирск: Наука, 1965. 235 с. В. Г. Черменский ООО “Октургеофизикa” В. А. Велижaнин ООО “Нефтегaзгеофизикa” А. А. Кощеев, С. П. Конышев ФГУП “Комбинaт “Электрохимприбор” ТЕСТИРОВАНИЕ НЕЙТРОННЫХ СЧЕТЧИКОВ СНМ 56М И СНМ 67Э ПРОИЗВОДСТВА ФГУП “КОМБИНАТ “ЭЛЕКТРОХИМПРИБОР” Приведены результаты испытаний нейтронных счетчиков, разработанных ФГУП “Комбинат “Электрохимприбор” для нефтегазовой отрасли. Ключевые слова: нейтронный счетчик, схема, спектр, сигнал, тестирование. Я. И. Биндер, П. А. Клюшкин ЗАО “СКБ ППН” А. Г. Тихонов Трест “Сургутнефтегеофизикa” РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ИНКЛИНОМЕТРА С КОМПЕНСАЦИЕЙ МАГНИТНЫХ ПОМЕХ, УСТАНОВЛЕННОГО В НЕПОСРЕДСТВЕННОЙ БЛИЗОСТИ ОТ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ ПРИ МАЛЫХ ЗЕНИТНЫХ УГЛАХ НАКЛОНА СКВАЖИНЫ Экспериментально показано, что при размещении инклинометра с компенсацией магнитных помех на расстоянии 220 мм от забойного двигателя максимальное значение азимутальной ошибки составило величину, равную 1,9. Ключевые слова: скважина, инклинометр, магнитные помехи, компенсация. Литература 1. Биндер Я. И., Клюшкин П. А., Тихонов А. Г. Экспериментальное исследование магнитометрической системы ориентации ствола скважины с компенсацией магнитных помех // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 190. С. 61–67. 2. Биндер Я. И., Денисов В. М., Клюшкин П. А. и др. Экспериментальное исследование работы инклинометра с компенсацией магнитных помех в составе серийной компоновки низа буровой колонны при малом значении параметра приближения к двигателю забойного агрегата // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 199. С. 29–33. М. А. Ахметов, Г. А. Белышев, А. М. Кувшинов ОАО НПФ “Геофизикa” ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДАТЧИКОВ ХОЛЛА В СКВАЖИННЫХ РАСХОДОМЕРАХ Рассмотрены характеристики и возможность использования интегральных датчиков Холла взамен индуктивных, а также схемы каскадной обработки сигналов механических скважинных расходомеров. Проанализированы достоинства и недостатки этих датчиков для решения задачи определения не только расхода, но и направления потока жидкости в скважине. Ключевые слова: скважина, расходомеры, датчики Холла, сенсоры, формирование импульсов, чувствительность, обработка сигналов. Литература 1. Белышев Г. А., Ахметов А. С. Многофункциональные программно-управляемые скважинные приборы для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 111–112. С. 103–111. 2. Герасимов В. Датчик Холла. Общее описание // http://d.17-71.com/2010/02/11/datchik-xolla-obshhee-opisanie. 3. Маргелов А. Датчики тока компании Honeywell // Новости электроники. 2006. № 8. С. 18–22. 4. Староверов К. Интегральные датчики Холла компании Honeywell // http://www.compeljournal.ru/enews/2010/1/3. С. М. Аксельрод ДОБЫЧА МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ (ПО МАТЕРИАЛАМ ИНОСТРАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ) Описаны свойства углей как коллекторов газа и виды геофизических исследований в скважинах на этапах разведки и эксплуатации. Сопоставлены различные варианты конструкции скважин и технологии их бурения, обсуждены технологические особенности добычи газа. Затронуты экологические аспекты разработки месторождений угольного газа. Ключевые слова: метан, уголь, бурение, адсорбция, обезвоживание, каротаж, контроль разработки, экология, экономика. Литература 1. Газпром. О перспективах добычи в России угольного газа // http://www.gazprom.ru/about/production/extraction/metan/, 2012. 2. Al-Jubory A., Johnston S., Boyer J. et al. Coalbed Methane: Clean Energy for the World/ Schlumberger Oilfield Review, Summer 2009 // www.slb.com/̴/medial/Files/resources/oilfield_review/ors09/coalbed_methane.pdf. 3. National Energy Technology Laboratory / A Guide to Practical Management of Produced Water from Onshore Oil and Gas Operation in the United States. Section 5. Produced water reduction techniques // http://www.netl.doe.gov/kmd/cds/disk2/PWGuideExtras/Sec5-8PWGuideFinal-LowRes.pdf. 4. Aminian K. Coalbed Methane – Fundamental Concepts. On-line issue, Petroleum & Natural Gas Engineering Department, West Virginia University, 2004. CoalbedMethane_Aminian_Paper_1.pdf(SECURED)-Adobe_Acrobat_Pro. 5. Boman K. Coalbed Methane to Play Integral Role in China’s Gas Production Goals, E&P News // http://rigzone.com/news/article.asp?a_id=116542. 6. Bybee K. Influence of Coal Shrinkage and Swelling on Coalbed Methane Production and CO2 Sequestration // Journal of Petroleum Technology. 2007. V. 59. № 8. P. 74–77. 7. Bybee K. Drilling for Coalbed Methane in the San Juan Basin with Coiled Tubing // Journal of Petroleum Technology. 2007. V. 59. № 6. P. 73–76. 8. Calvert S., Percy I., Pritchard T. et al. Coal Petrophysical Properties for Realistic Coal Gas Reservoir Modeling. 52nd Annual Logging Symposium. Paper N. May 14–19, 2011. 9. Clarkson C. R., McGovern J. M. Optimization of Coalbed-Methane-Reservoir Exploration and Development Strategies through Integration of Simulation and Economics // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2005. V. 8. № 6. P. 502–519. 10. Clarkson C. R., Bustin R. M. SPE 131791. Coalbed Methane: Current Evaluation Methods, Future Technical Challenges. SPE Unconventional Gas Conference. Pittsburgh, Pennsylvania, USA. 23–25 February, 2010. 11. Gopala Rao V., Chakraborty R. N. Application of Geophysical Well-Logs in Coalbed Methan Prospect Evaluation // www.hlsasia.com/pub1.pdf. 12. Coalbed Methane Play and Prospect Evaluations Using GeoGraphicx Software // http://www.geo.wvu.edu/~wilson/casi/papers/geographixcbmworkflow.pdf. 13. Denney D. Coalbed Methane Pilots: Timing, Design, and Analysis // Journal of Petroleum Technology. 2008. V. 60. № 7. P. 75–78. 14. Glover P. The Litho-Density Log, in Petrophysics MSc Course Notes, Chapter 14 // http://www2.ggl.ulaval.ca/personnel/paglover/CD%20Contents/GGL-66565%20Petrophysics%20English/Chapter%14.pdf. 15. Halliburton. Production Enhancement. Unconventional Gas is Heating Up // web/A_through_P/coalbed_methane.asp, 2012. 16. Harris J. M., Akintunde O. M., Quan Y. Cross-well Seismic Monitoring of Coalbed Methane (CBM) Production: A Case Study from the Powder River Basin of Wyoming // Pangea.stanford.edu./̴quany/seg04ECBM.pdf. 17. Hepburn S. The Coal Seam Gas Industry in Australia // http://www.deakin.edu.au/research/stories/2012/05/08/the-coal-seam-gas-infustry-in-Australia. 18. Hildebrand R., Bishop M., Cronshaw M. Evaluating Coalbed Methane Plays in Frontier Areas – From Example from Southern Africa. AAPG Annual Convention, Colorado, June 7–9 2009, Search and Discovery, Article № 80057. 19. Holditch S. A., Madani H. Global Unconventional Gas – It Is There, But Is It Profitable? // Journal of Petroleum Technology. 2010. V. 62. № 12. P. 42–49. 20. Jenkins C. D., Boyer II C. M. Coalbed- and Shale-Gas Reservoirs // Journal of Petroleum Technology. 2008. V. 60. № 2. P. 92–98. 21. Keim A. Optimization of Coalbed Methane Completion Strategies, Selection Criteria and Production Prediction: A Case Study in China’s Qinshui Basin // http://scholar.lib.vt.edu/theses/available/etd-08312011-120400/unrestricted/Keim_SA_D_2011.pdf. 22. Loftin Ph. Thirty Years of Lessons Learned – Tips and Tricks of Finding, Developing and Operating a Coalbed Methane Field // www.igu.org/html/wgc2009/papers/docs/wgcFinal00274.pdf. 23. Meszaros G., Boonen P., Hale M. New Tools Enable CBM Horizontal Drilling // http://www.epmag.com/archves/features/536.htm. 24. McMillan D. W., Palanyk V. S. CBM: Fracture Stimulation, an Australian Experience. SPE 110137, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 11–14 November 2007, Anaheim, USA. 25. McFayden D. Coalbed Methane Control Well Requirements and Related Matters // www.ercb.ca/directives/Directive062.pdf. 26. Muller M. Exclusive: How Coal May Produce Energy without Being Mined // http://www.minesandcommunities.org/article.php?a=9218. 27. Patterson D., Mekic N., Bolshakov A. et al. Unconventional Reservoir Fracture Evaluation Utilizing Deep Shear-Wave Imaging. 52nd Annual Logging Symposium, paper M, May 14–19, 2011. 28. Pooniwala Sh. Stimulation Unlocks Coalbed Methane: Lessons Learned in India, SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna, Austria, March 20–22, 2012. 29. Queensland Government. Queensland’s Cao; Seam Gas Overview. Industry Update // mines.industry.q/d.gov.au/assets/coal-pdf/new_esg_cc.pfd, February, 2012. 30. Roadifer R. D., Moor T. R. SPE 114169. Coalbed Methane Pilots: Timing, Design, and Analysis. SPE Unconventional Reservoirs Conference, Keystone, Colorado, USA, 10–12 February, 2008. 31. Schlumberger. Well Evaluation for Coalbed Methane // www.slb.com/̴/media/Files/industry/_challenges/unconventional_gas/brochures/well_evaluation_coalbed_methane_08os141.ash. 32. Schlumberger. Well Evaluation for Coalbed Methane // www.slb.com/̴/media/Files/industry_challenges/unconventional_gas/brochure/well_evaluation_coalbed_methane_08os141.pdf. 33. U. S. Department of Energy, Strategic Center for Natural Gas. Multi-Seam Well Completion Technology: Implications for Powder River Basin Coalbed Methane Production // www.osti.gov/bridge/servlets/purl/816572/ShIwnc?native.pdf. 34. Weatherford. Complete CBM Service Capability // www.weatherford.com/weatherford/groups/web/document/weatherfordcorp/WFTO40169.pdf. 35. Zammerilli A. Multi-Seam Well Completion Technology: Implications for Powder River Basin Coalbed Methane Production // www.NETL.doe.gov/energy-analyses/pubs/PowderRiverBasinMSC2008UpdateFinal10_31_08.pdf. 36. Zuber M. D., Boyer C. M. Coalbed Methane Evaluation Techniques – Current State of the Art, Journal of Petroleum Technology. 2002. V 543. № 2. P. 66–68. А. Г. Дмитриев, О. Н. Тирский НИ ИрГТУ 60 ЛЕТ КАФЕДРЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА Описана история создания и шестидесятилетнего развития кафедры “Технологии геологической разведки” Иркутского государственного технического университета, приведены некоторые достижения кафедры и ее выпускников. Особое внимание уделено возможностям скважинного полигона, созданного и оборудованного по гранту ТНК-ВР. Ключевые слова: Иркутск, университет, кафедра, выпускники, гранты, учебная скважина, каротаж. Литература 1. Васильев И. О., Тирский О. Н. Результаты геофизических исследований учебной скважины НИ ИрГТУ // Геология, поиски и разведка полезных ископаемых и методы геологических исследований: Материалы Всероссийской НТК с международным участием “Геонаука-60. Актуальные проблемы геологии, планетологии и геоэкологии”. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. Вып. 12. С. 11–16. 2. Тирский О. Н. Кафедра прикладной геофизики и геоинформатики – 50 лет. Иркутский государственный технический университет. Иркутск: Изд-во “Арт-Пресс”, 2003. 152 с. 3. Тирский О. Н. Выпускники геологоразведочного факультета – факультета геологии, геоинформатики и геоэкологии 1930–2010 гг. Иркутский государственный технический университет. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2010. 444 с. 4. Факультету геологии, геоинформатики и геоэкологии – 75 лет. Иркутский государственный технический университет. Иркутск: Изд-во “Арт-Пресс”, 2005. 388 с.

bne: Производственный опыт М. В. Жданова. Корреляция рифогенных отложений с целью создания постояннодействующей геолого-технологической модели подземного хранилища газа в Республике Башкортостан................3 П. А. Каменев, Л. М. Богомолов. Комплексное исследование напряжений на основе данных каротажа и бурения на примере Сахалина.............................................................................. 13 Э. М. Мурадов. Использование геолого-промысловых показателей вновь пробуренной скважины при оценке запасов углеводородов месторождения Нефт Дашлары................... 24 О. М. Муравина. Метод группового учета аргументов при идентификационном моделировании разрезов скважин............................................................ 32 Ю. В. Никифоров, А. П. Жовтоножка. Метод электрического каротажа через обсадную колонну RBC.................. 40 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов А. Н. Баранов, А. П. Марков, А. А. Смирнов, В. М. Залетин, М. С. Хозяинов. Оперативный элементный анализ металлосодержащих природных и техногенных материалов....................................................... 53 Т. И. Ельцов, М. Н. Никитенко, С. А. Терентьев. Быстрый алгоритм вычисления кажущихся сопротивлений по сигналам индукционного каротажа..................................................... 63 В. Г. Черменский, В. А. Велижанин, А. А. Кощеев, С. П. Конышев. Тестирование нейтронных счетчиков СНМ 56М и СНМ 67Э производства ФГУП “Комбинат “Электрохимприбор”.......... 73 Я. И. Биндер, П. А. Клюшкин, А. Г. Тихонов. Результаты испытаний инклинометра с компенсацией магнитных помех, установленного в непосредственной близости от забойного двигателя при малых зенитных углах наклона скважины........................................................ 86 М. А. Ахметов, Г. А. Белышев, А. М. Кувшинов. Особенности применения датчиков Холла в скважинных расходомерах............................................ 92 Научные обзоры С. М. Аксельрод. Добыча метана из угольных пластов (по материалам иностранной литературы)....................................... 101 Информационные сообщения А. Г. Дмитриев, О. Н. Тирский. 60 лет кафедре технологии геологической разведки Иркутского государственного технического университета................................................. 134 Наши поздравления Юбилей Николая Владимировича Шарова....................................... 140 Юбилей Валерия Александровича Пантюхина.................................. 142 Объявления Научно-практическая конференция “Геолого-геофизические, петрофизические исследования и интерпретация при поиске, разведке и эксплуатации нефтегазовых скважин”............................. 144 Сведения об авторах............................................. 145 Abstracts......................................... 154 АННОТАЦИИ М. В. Ждaновa ООО “Гaзпром георесурс” КОРРЕЛЯЦИЯ РИФОГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С ЦЕЛЬЮ СОЗДАНИЯ ПОСТОЯННОДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В РЕСПУБЛИКЕ БАШКОРТОСТАН С целью разработки постояннодействующей геолого-технологической модели подземного хранилища газа (ПХГ) в Республике Башкортостан (РБ) в рифогенных телах были выделены комплексы пород (условно названные блоками) с определенными, практически не изменяющимися по площади фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Установлена сопоставимость выделенных блоков и газопринимающих и газоотдающих интервалов по скважинам на основе анализа корректности и представительности выполненной корреляции рифогенных отложений. Ключевые слова: подземное хранилище газа, корреляция, рифогенные отложения, пористость, каротаж, геолого-геофизическая модель. Литература 1. Быков Н. Е., Фурсов А. Я., Максимова М. И., Фурсова А. Я. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981. 525 с. 2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. М.–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ “Тверьгеофизика”, 2003. П. А. Кaменев, Л. М. Богомолов ИМГиГ ДВО РАН КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ КАРОТАЖА И БУРЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ САХАЛИНА С использованием геомеханических параметров горных пород Полярнинского нефтяного месторождения о. Сахалин, рассчитанных на основе данных каротажа, была произведена оценка предельного горизонтального и вертикального напряжений. В интервалах разломов и естественной трещиноватости интерпретация данных обвальной породы стенок скважины может быть полезна для понимания и предотвращения нестабильности стенок скважины. Совместная интерпретация данных каротажа и морфологии обвальной породы скважины помогает предотвратить аварийные ситуации и таким образом сделать бурение более дешевым и безопасным. Ключевые слова: скважина, геомеханика, напряжение, устойчивость, форма вывалов, профилактика. Литература 1. Али А. Х., Марти Ш., Еса Р. и др. Передовой метод гидравлического разрыва пласта с использованием геомеханического моделирования и механики пород – технически интегрированный подход // Нефтегазовое обозрение. 2002. C. 75–83. 2. Иванников В. И., Кузнецов Ю. И. К вопросу об устойчивости стенок сверхглубоких скважин в кристаллических горных породах // Нелинейная геофизика. М.: ВНИИЯГГ, 1981. С. 159–167. 3. Иванников В. И., Кузнецов Ю. И. Методические рекомендации по изучению напряженно-деформированного состояния горных пород на различных стадиях геологоразведочного процесса: Монография / Под ред. акад. Е. И. Шемякина. М.: ВНИИгеоинформсистем, 1987. 115 с. 4. Иванников В. И., Кузнецов Ю. И. Технологические аспекты изучения напряженно-деформированного состояния горных пород, вскрытых скважиной // Скважинная геоакустика при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых. М.: ВНИИгеоинформсистем, 1987. С. 91–98. 5. Исаев В. И., Гуленок Р. Ю., Веселов О. В. и др. Компьютерная технология комплексной оценки нефтегазового потенциала осадочных бассейнов // Геология нефти и газа. 2002. № 6. С. 48–54. 6. Каменев П. А., Богомолов Л. М., Валетов С. А. Об оценках геомеханических параметров осадочных породных массивов по данным комплексного каротажа скважин (на примере Сахалина): Тр. Всероссийской конф. “Геодинамика и напряженное состояние недр Земли”. Новосибирск, 2011. С. 133–139. 7. Каменев П. А., Валетов С. А. Оценка пластовых давлений по данным электрического каротажа на примере Полярнинского месторождения о. Сахалин // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 207. С. 17–28. 8. GallantC., ZhangJ., WolfeC. etal. Wellbore Stability Considerations for Dril-ling High-Angle Wells through Finely Laminated Shale: A Case Study from Terra Nova // Paper SPE 110742 presented at the SPE Annual Technical Conference in Anaheim, California, USA, 11–14 November 2007. 9. Graves W. Bit-Generated Rock Textures and their Effect on Evaluation of Litho-logy, Porosity, and Shows in Drill-Cutting Samples. AAPG. 1986, April. 10. Horsrud P. Estimating Mechanical Properties of Shale from Empirical Correlations // SPE Drilling & Completion. SPE 56017. 2001. V. 16. № 2. P. 68–73. 11. Lal M. Shale Stability: Drilling Fluid Interaction and Shale Strength // Paper SPE 54356 presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference Held in Caracas, Venezuela, 21–23 April 1999. 12. Mohammed N., Chernov M., Mañalac-Trøan E. et al. Focussed Risk-Management Brings a Step-Change Improvement in Drilling Performance at Sakhalin’s Odoptu ERD Development // Paper SPE 102818 presented at the SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 3–6 October 2006. 13. The World Stress Map Project // http://dc-app3-14.gfz-potsdam.de/pub/introduction/introduction_frame.html 2000. 14. Walker M. Pushing the Extended Reach Envelope at Sakhalin: An Operator’s Experience Drilling a Record Reach Well // Paper IADC/SPE 151046 presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition Held in San Diego, California, USA, 6–8 March 2012. 15. Willson S., Edwards S., Heppard P. et al. Wellbore Stability Challenges in the Deep Water, Gulf of Mexico: Case History Examples from the Pompano Field // Paper SPE 84266 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 5–8 October 2003. Э. М. Мурaдов Институт геологии, Нaционaльнaя aкaдемия нaук Азербaйджaнa ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВНОВЬ ПРОБУРЕННОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ОЦЕНКЕ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТ ДАШЛАРЫ На основе проведения комплекса геофизических исследований в новой пробуренной эксплуатационной скважине на юго-восточной периклинали месторождения Нефт Дашлары были выявлены дополнительные перспективы нефтегазоносности. Углеводороды промышленного значения, полученные при освоении скважины, еще раз подтвердили результаты геофизических исследований и позволили оценить запасы нефти свиты НКП по категории С1. Ключевые слова: нефть, газ, месторождение Нефт Дашлары, новая скважина, геофизика, прирост запасов. Литература 1. Багиров Б. А. Геологические основы доразработки месторождений нефти и газа. Баку: Элм, 1986. 164 с. 2. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. M.: Недра, 1978. 318 с. 3. Сковородников И. Г. Геофизические исследования скважин: Учебное пособие. 3-е изд., перераб. и доп. Екатеринбург: Институт испытаний, 2009. 471 с. 4. Юсуфзаде Х. Б. Разработка и разведка морских нефтегазовых месторождений (на примере месторождений Каспийского моря). Баку: Азернешр, 1979. 152 с. О. М. Мурaвинa Воронежский госудaрственный университет МЕТОД ГРУППОВОГО УЧЕТА АРГУМЕНТОВ ПРИ ИДЕНТИФИКАЦИОННОМ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН Представлены результаты моделирования, выполнявшегося с целью выявления связей между геологическими параметрами разреза и соответствующими ему атрибутами геофизических полей, полученными по данным каротажа. Для построения идентификационных моделей был использован метод группового учета аргументов (МГУА), позволяющий генерировать значительное количество вариантов моделей и выбирать из них наиболее оптимальную по минимальным значениям внешних критериев. Полученные уравнения, связывающие геологические и геофизические параметры стохастической зависимостью, можно использовать при прогнозировании литологии разреза более глубоких горизонтов, а также при интерпретации данных других скважин, пробуренных в сходных геологических условиях. Ключевые слова: каротаж, разрез, математическое моделирование, метод группового учета аргументов. Литература 1. Александров П. Н. Применение функционального анализа для установления петрофизических связей: Материалы II Школы-семинара “Гординские чтения”. М., 2012. С. 3–5. 2. Аузин А. А., Муравина О. М. Статистический анализ данных каротажа методом группового учета аргументов // Вестник Воронежского государственного университета. Сер. Геология. Воронеж, 2011. № 2. С. 150–154. 3. Ивахненко А. Г. Индуктивный метод самоорганизации моделей сложных систем. Киев: Наукова думка, 1982. 296 с. 4. Ивахненко А. Г., Юрачковский Ю. П. Моделирование сложных систем по экспериментальным данным. М.: Радио и связь, 1987. 120 с. 5. Муравина О. М. Возможности метода группового учета аргументов при статистической обработке петрофизических данных // Вестник Воронежского государственного университета. Сер. Геология. Воронеж, 2009. № 2. С. 150–154. 6. Муравина О. М. Метод группового учета аргументов при анализе геофизических данных // Геофизика. 2012. № 6. С. 16–20. Ю. В. Никифоров, А. П. Жовтоножкa СК “Рaзрез” группы компaний “Гео” МЕТОД ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА ЧЕРЕЗ ОБСАДНУЮ КОЛОННУ RBC Рассмотрены трудности реализации аппаратуры метода электрического каротажа через обсадную колонну RBC (Resistivity Behind Casing) и способы их преодоления. Приведены параметры аппаратуры. Рассмотрены конкретные геолого-промысловые ситуации, в которых следует применять и рекомендовать к применению аппаратуру RBC. Приведен краткий обзор выполненных исследований при решении задач электрометрии обсаженной скважины на месторождениях Западной Сибири. Ключевые слова: обсаженная скважина, электрический каротаж, аппаратура, малошумящий усилитель, интерпретация. Литература 1. Пат. № RU 2176802, МПК в 01У 3/20. Способ электрического каротажа обсаженных скважин / Кашик А. С., Рыхлинский Н. И. 2. Пат. № RU 2302019 от 18.04.2006. Способ электрического каротажа обсаженных скважин / Серебрянский В. В., Юхлин В. И. А. Н. Бaрaнов, А. П. Мaрков, А. А. Смирнов, В. М. Зaлетин, М. С. Хозяинов Междунaродный университет природы обществa и человекa “Дубнa” ОПЕРАТИВНЫЙ ЭЛЕМЕНТНЫЙ АНАЛИЗ МЕТАЛЛОСОДЕРЖАЩИХ ПРИРОДНЫХ И ТЕХНОГЕННЫХ МАТЕРИАЛОВ Изложены результаты внелабораторных исследований состава природных (пробы горных пород) и техногенных (отходы производства цветных и драгоценных металлов) металлосодержащих материалов с использованием анализатора “Витим”. Рентгенофлуоресцентный анализатор “Витим” (разработка ОАО “ИФТП”) выполнен в виде портативного переносного прибора нового поколения и предназначен для оперативного опробования руд (прежде всего золотосеребряных) в естественном залегании или в состоянии, близком к естественному (в отвалах, транспортных емкостях и т. п.). Дано описание прибора, его основных функциональных характеристик и сравнение с существующими отечественными и зарубежными аналогами. Приведены аппаратурные спектры ряда металлосодержащих образцов и сформулированы рекомендации по использованию анализатора нового поколения “Витим” для определения элементного состава металлосодержащих материалов в полевых условиях. Ключевые слова: рентгенофлуоресцентный анализ, кремниевый детектор, анализатор элементного состава. Литература 1. Баранов А. Н., Марков А. П., Алексеев С. В. и др. Носимый рентгенофлуоресцентный прибор “Алдан”: Тезисы докладов // V Международное совещание “Проблемы прикладной спектрометрии и радиометрии”. Дубна, 2001. С. 7. 2. Иванюкович Г. А., Баранов А. Н. Оценка параметров уравнения связи при рентгенорадиометрическом опробовании руд // Геофизическая аппаратура. 1990. Вып. 93. С. 62–67. 3. Иванюкович Г. А., Мейер В. А., Баранов А. Н. и др. Опыт применения рентгенорадиометрического анализатора с полупроводниковым детектором при опробовании серебряных руд в естественном залегании: Тезисы докладов // Всесоюзн. научн.-техн. cовещание “Эффективность применения и перспективы развития рудной геофизики”. Л., 1985. 4. Себер Дж. Линейный регрессионный анализ. М.: Мир, 1980. 5. Handheld XRF Analyzers. URL: http://www.innovx.com/products/alpha. 6. Silicon Drift Detector (SDD). URL: http://www.amptek.com/drift.html. 7. Thermo Fisher Scientific's NITON Handheld XRF Analyzers. URL: http://www.niton.com/ 8. X-ray detector. URL: http://www.amptek.com/xr100cr.html. Т. И. Ельцов, М. Н. Никитенко, С. А. Терентьев Новосибирский технологический центр БЫСТРЫЙ АЛГОРИТМ ВЫЧИСЛЕНИЯ КАЖУЩИХСЯ СОПРОТИВЛЕНИЙ ПО СИГНАЛАМ ИНДУКЦИОННОГО КАРОТАЖА Проанализировано поведение амплитуды и фазы индукционного каротажного зонда, преобразованы формулы для вычисления этих сигналов, создан и протестирован алгоритм, основанный на методе Ньютона, по которому вычисляются кажущиеся сопротивления по заданным сигналам. Ключевые слова: индукционный каротаж, кажущееся сопротивление, магнитное поле, метод Ньютона. Литература 1. Кауфман А. А. Теория индукционного каротажа. Новосибирск: Наука, 1965. 235 с. В. Г. Черменский ООО “Октургеофизикa” В. А. Велижaнин ООО “Нефтегaзгеофизикa” А. А. Кощеев, С. П. Конышев ФГУП “Комбинaт “Электрохимприбор” ТЕСТИРОВАНИЕ НЕЙТРОННЫХ СЧЕТЧИКОВ СНМ 56М И СНМ 67Э ПРОИЗВОДСТВА ФГУП “КОМБИНАТ “ЭЛЕКТРОХИМПРИБОР” Приведены результаты испытаний нейтронных счетчиков, разработанных ФГУП “Комбинат “Электрохимприбор” для нефтегазовой отрасли. Ключевые слова: нейтронный счетчик, схема, спектр, сигнал, тестирование. Я. И. Биндер, П. А. Клюшкин ЗАО “СКБ ППН” А. Г. Тихонов Трест “Сургутнефтегеофизикa” РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ИНКЛИНОМЕТРА С КОМПЕНСАЦИЕЙ МАГНИТНЫХ ПОМЕХ, УСТАНОВЛЕННОГО В НЕПОСРЕДСТВЕННОЙ БЛИЗОСТИ ОТ ЗАБОЙНОГО ДВИГАТЕЛЯ ПРИ МАЛЫХ ЗЕНИТНЫХ УГЛАХ НАКЛОНА СКВАЖИНЫ Экспериментально показано, что при размещении инклинометра с компенсацией магнитных помех на расстоянии 220 мм от забойного двигателя максимальное значение азимутальной ошибки составило величину, равную 1,9. Ключевые слова: скважина, инклинометр, магнитные помехи, компенсация. Литература 1. Биндер Я. И., Клюшкин П. А., Тихонов А. Г. Экспериментальное исследование магнитометрической системы ориентации ствола скважины с компенсацией магнитных помех // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 190. С. 61–67. 2. Биндер Я. И., Денисов В. М., Клюшкин П. А. и др. Экспериментальное исследование работы инклинометра с компенсацией магнитных помех в составе серийной компоновки низа буровой колонны при малом значении параметра приближения к двигателю забойного агрегата // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 199. С. 29–33. М. А. Ахметов, Г. А. Белышев, А. М. Кувшинов ОАО НПФ “Геофизикa” ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДАТЧИКОВ ХОЛЛА В СКВАЖИННЫХ РАСХОДОМЕРАХ Рассмотрены характеристики и возможность использования интегральных датчиков Холла взамен индуктивных, а также схемы каскадной обработки сигналов механических скважинных расходомеров. Проанализированы достоинства и недостатки этих датчиков для решения задачи определения не только расхода, но и направления потока жидкости в скважине. Ключевые слова: скважина, расходомеры, датчики Холла, сенсоры, формирование импульсов, чувствительность, обработка сигналов. Литература 1. Белышев Г. А., Ахметов А. С. Многофункциональные программно-управляемые скважинные приборы для контроля за разработкой нефтегазовых месторождений // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 111–112. С. 103–111. 2. Герасимов В. Датчик Холла. Общее описание // http://d.17-71.com/2010/02/11/datchik-xolla-obshhee-opisanie. 3. Маргелов А. Датчики тока компании Honeywell // Новости электроники. 2006. № 8. С. 18–22. 4. Староверов К. Интегральные датчики Холла компании Honeywell // http://www.compeljournal.ru/enews/2010/1/3. С. М. Аксельрод ДОБЫЧА МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ (ПО МАТЕРИАЛАМ ИНОСТРАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ) Описаны свойства углей как коллекторов газа и виды геофизических исследований в скважинах на этапах разведки и эксплуатации. Сопоставлены различные варианты конструкции скважин и технологии их бурения, обсуждены технологические особенности добычи газа. Затронуты экологические аспекты разработки месторождений угольного газа. Ключевые слова: метан, уголь, бурение, адсорбция, обезвоживание, каротаж, контроль разработки, экология, экономика. Литература 1. Газпром. О перспективах добычи в России угольного газа // http://www.gazprom.ru/about/production/extraction/metan/, 2012. 2. Al-Jubory A., Johnston S., Boyer J. et al. Coalbed Methane: Clean Energy for the World/ Schlumberger Oilfield Review, Summer 2009 // www.slb.com/̴/medial/Files/resources/oilfield_review/ors09/coalbed_methane.pdf. 3. National Energy Technology Laboratory / A Guide to Practical Management of Produced Water from Onshore Oil and Gas Operation in the United States. Section 5. Produced water reduction techniques // http://www.netl.doe.gov/kmd/cds/disk2/PWGuideExtras/Sec5-8PWGuideFinal-LowRes.pdf. 4. Aminian K. Coalbed Methane – Fundamental Concepts. On-line issue, Petroleum & Natural Gas Engineering Department, West Virginia University, 2004. CoalbedMethane_Aminian_Paper_1.pdf(SECURED)-Adobe_Acrobat_Pro. 5. Boman K. Coalbed Methane to Play Integral Role in China’s Gas Production Goals, E&P News // http://rigzone.com/news/article.asp?a_id=116542. 6. Bybee K. Influence of Coal Shrinkage and Swelling on Coalbed Methane Production and CO2 Sequestration // Journal of Petroleum Technology. 2007. V. 59. № 8. P. 74–77. 7. Bybee K. Drilling for Coalbed Methane in the San Juan Basin with Coiled Tubing // Journal of Petroleum Technology. 2007. V. 59. № 6. P. 73–76. 8. Calvert S., Percy I., Pritchard T. et al. Coal Petrophysical Properties for Realistic Coal Gas Reservoir Modeling. 52nd Annual Logging Symposium. Paper N. May 14–19, 2011. 9. Clarkson C. R., McGovern J. M. Optimization of Coalbed-Methane-Reservoir Exploration and Development Strategies through Integration of Simulation and Economics // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2005. V. 8. № 6. P. 502–519. 10. Clarkson C. R., Bustin R. M. SPE 131791. Coalbed Methane: Current Evaluation Methods, Future Technical Challenges. SPE Unconventional Gas Conference. Pittsburgh, Pennsylvania, USA. 23–25 February, 2010. 11. Gopala Rao V., Chakraborty R. N. Application of Geophysical Well-Logs in Coalbed Methan Prospect Evaluation // www.hlsasia.com/pub1.pdf. 12. Coalbed Methane Play and Prospect Evaluations Using GeoGraphicx Software // http://www.geo.wvu.edu/~wilson/casi/papers/geographixcbmworkflow.pdf. 13. Denney D. Coalbed Methane Pilots: Timing, Design, and Analysis // Journal of Petroleum Technology. 2008. V. 60. № 7. P. 75–78. 14. Glover P. The Litho-Density Log, in Petrophysics MSc Course Notes, Chapter 14 // http://www2.ggl.ulaval.ca/personnel/paglover/CD%20Contents/GGL-66565%20Petrophysics%20English/Chapter%14.pdf. 15. Halliburton. Production Enhancement. Unconventional Gas is Heating Up // web/A_through_P/coalbed_methane.asp, 2012. 16. Harris J. M., Akintunde O. M., Quan Y. Cross-well Seismic Monitoring of Coalbed Methane (CBM) Production: A Case Study from the Powder River Basin of Wyoming // Pangea.stanford.edu./̴quany/seg04ECBM.pdf. 17. Hepburn S. The Coal Seam Gas Industry in Australia // http://www.deakin.edu.au/research/stories/2012/05/08/the-coal-seam-gas-infustry-in-Australia. 18. Hildebrand R., Bishop M., Cronshaw M. Evaluating Coalbed Methane Plays in Frontier Areas – From Example from Southern Africa. AAPG Annual Convention, Colorado, June 7–9 2009, Search and Discovery, Article № 80057. 19. Holditch S. A., Madani H. Global Unconventional Gas – It Is There, But Is It Profitable? // Journal of Petroleum Technology. 2010. V. 62. № 12. P. 42–49. 20. Jenkins C. D., Boyer II C. M. Coalbed- and Shale-Gas Reservoirs // Journal of Petroleum Technology. 2008. V. 60. № 2. P. 92–98. 21. Keim A. Optimization of Coalbed Methane Completion Strategies, Selection Criteria and Production Prediction: A Case Study in China’s Qinshui Basin // http://scholar.lib.vt.edu/theses/available/etd-08312011-120400/unrestricted/Keim_SA_D_2011.pdf. 22. Loftin Ph. Thirty Years of Lessons Learned – Tips and Tricks of Finding, Developing and Operating a Coalbed Methane Field // www.igu.org/html/wgc2009/papers/docs/wgcFinal00274.pdf. 23. Meszaros G., Boonen P., Hale M. New Tools Enable CBM Horizontal Drilling // http://www.epmag.com/archves/features/536.htm. 24. McMillan D. W., Palanyk V. S. CBM: Fracture Stimulation, an Australian Experience. SPE 110137, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 11–14 November 2007, Anaheim, USA. 25. McFayden D. Coalbed Methane Control Well Requirements and Related Matters // www.ercb.ca/directives/Directive062.pdf. 26. Muller M. Exclusive: How Coal May Produce Energy without Being Mined // http://www.minesandcommunities.org/article.php?a=9218. 27. Patterson D., Mekic N., Bolshakov A. et al. Unconventional Reservoir Fracture Evaluation Utilizing Deep Shear-Wave Imaging. 52nd Annual Logging Symposium, paper M, May 14–19, 2011. 28. Pooniwala Sh. Stimulation Unlocks Coalbed Methane: Lessons Learned in India, SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna, Austria, March 20–22, 2012. 29. Queensland Government. Queensland’s Cao; Seam Gas Overview. Industry Update // mines.industry.q/d.gov.au/assets/coal-pdf/new_esg_cc.pfd, February, 2012. 30. Roadifer R. D., Moor T. R. SPE 114169. Coalbed Methane Pilots: Timing, Design, and Analysis. SPE Unconventional Reservoirs Conference, Keystone, Colorado, USA, 10–12 February, 2008. 31. Schlumberger. Well Evaluation for Coalbed Methane // www.slb.com/̴/media/Files/industry/_challenges/unconventional_gas/brochures/well_evaluation_coalbed_methane_08os141.ash. 32. Schlumberger. Well Evaluation for Coalbed Methane // www.slb.com/̴/media/Files/industry_challenges/unconventional_gas/brochure/well_evaluation_coalbed_methane_08os141.pdf. 33. U. S. Department of Energy, Strategic Center for Natural Gas. Multi-Seam Well Completion Technology: Implications for Powder River Basin Coalbed Methane Production // www.osti.gov/bridge/servlets/purl/816572/ShIwnc?native.pdf. 34. Weatherford. Complete CBM Service Capability // www.weatherford.com/weatherford/groups/web/document/weatherfordcorp/WFTO40169.pdf. 35. Zammerilli A. Multi-Seam Well Completion Technology: Implications for Powder River Basin Coalbed Methane Production // www.NETL.doe.gov/energy-analyses/pubs/PowderRiverBasinMSC2008UpdateFinal10_31_08.pdf. 36. Zuber M. D., Boyer C. M. Coalbed Methane Evaluation Techniques – Current State of the Art, Journal of Petroleum Technology. 2002. V 543. № 2. P. 66–68. А. Г. Дмитриев, О. Н. Тирский НИ ИрГТУ 60 ЛЕТ КАФЕДРЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА Описана история создания и шестидесятилетнего развития кафедры “Технологии геологической разведки” Иркутского государственного технического университета, приведены некоторые достижения кафедры и ее выпускников. Особое внимание уделено возможностям скважинного полигона, созданного и оборудованного по гранту ТНК-ВР. Ключевые слова: Иркутск, университет, кафедра, выпускники, гранты, учебная скважина, каротаж. Литература 1. Васильев И. О., Тирский О. Н. Результаты геофизических исследований учебной скважины НИ ИрГТУ // Геология, поиски и разведка полезных ископаемых и методы геологических исследований: Материалы Всероссийской НТК с международным участием “Геонаука-60. Актуальные проблемы геологии, планетологии и геоэкологии”. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. Вып. 12. С. 11–16. 2. Тирский О. Н. Кафедра прикладной геофизики и геоинформатики – 50 лет. Иркутский государственный технический университет. Иркутск: Изд-во “Арт-Пресс”, 2003. 152 с. 3. Тирский О. Н. Выпускники геологоразведочного факультета – факультета геологии, геоинформатики и геоэкологии 1930–2010 гг. Иркутский государственный технический университет. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2010. 444 с. 4. Факультету геологии, геоинформатики и геоэкологии – 75 лет. Иркутский государственный технический университет. Иркутск: Изд-во “Арт-Пресс”, 2005. 388 с.

БНЕ_Vt: Вышел новый выпуск НТВ "Каротажник" №229 28.07.2013 00:00 07_229_b Производственный опыт С. Д. Хрняк, С. В. Козлов. Интеллектуальный газовый промысел (решение на примере газовой скважины).................... 3 Д. Д. Федоришин, А. Н. Трубенко, С. Д. Федоришин. Выделение низкоомных газоносных пород-коллекторов неогеновых отложений Карпатской нефтегазоносной провинции по данным геофизических исследований скважин.................... 19 В. А. Лотарев. Исследования нагнетательного фонда скважин методом расходометрии.................... 30 М. В. Агеев, А. А. Климова, В. К. Попов. Защищенность электродетонаторов типа ПВПД-Н и ПГН от несанкционированного взрывания............................................. 47 Р. И. Рустамов, Ш. Х. Ахундов, Х. Р. Рустамова. Геотермическое поле глубокозалегающих комплексов отложений Куринской впадины.......... 57 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов Н. К. Корсакова, В. И. Пеньковский. Влияние расположения глинистых прослоев на показания приборов высокочастотного электромагнитного зондирования.......................................... 64 Р. Т. Ахметов, Л. Е. Кнеллер. Прогноз абсолютной проницаемости гранулярных коллекторов на основе гантельной модели пустотного пространства.......................................... 75 Н. Г. Козыряцкий. Усовершенствованная методика определения курсового ухода гироскопических инклинометров.................... 88 Ф. Р. Атауллин. Устройство дистанционного тестирования приборов электрического каротажа.................... 94 К. С. Фурсин. Проводной канал связи для обеспечения телеизмерений в процессе бурения скважин............................ 102 Дискуссионный клуб А. А. Бурмистров, Г. А. Кaлистрaтов, Б. Д. Янкин. Применение спецподъемников с длинномерной сталеполимерной трубой для проведения комплексных геофизических исследований и капитального ремонта скважин с затрудненными условиями доставки инструмента и геофизической аппаратуры к интервалу проведения работ 111 Информационные сообщения А. Р. Арисметов. Перфорационная система нового поколения................... 120 Итоги научно-производственной конференции ООО “Нефтегазгеофизика”.................... 130 Из биографии нашего каротажа В. И. Костицын. Забытый выдающийся геофизик, один из первых исследователей Курской магнитной аномалии – Владимир Александрович Костицын................. 133 Объявления Научно-практическая конференция “Геолого-геофизические, петрофизические исследования и интерпретация при поиске, разведке и эксплуатации нефтегазовых скважин”...................................... 144 Письма в редакцию...................................................... 145 Сведения об авторах............................................. 147 Abstracts.............................................. 155 АННОТАЦИИ С. Д. Хрняк ООО “ЕАЕ-Консaлт” С. В. Козлов ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ” ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ ГАЗОВЫЙ ПРОМЫСЕЛ (РЕШЕНИЕ НА ПРИМЕРЕ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ) Выделены характеристики, поступающие с использованием инфраструктуры автоматизированной системы управления технологическим процессом. Определены параметры, которые можно взять с помощью процедур загрузки данных из автоматизированного рабочего места технолога газового промысла. Описаны показатели базы знаний. Сформулированы основные правила диагностики, управления и прогнозирования технологического процесса добычи природного газа. Созданный набор правил позволяет провести диагностику ситуации на газовой скважине с выходом на геолого-технические мероприятия. Ключевые слова: газ, скважина, промысел, автоматизация, технологический процесс, диагностика, управление. Литература 1. Козлов С. В., Хрняк С. Д. Добыча природного газа на территории Пермского края в вопросах и ответах. Пермь: Изд. Ай Кью Пресс, 2012. 2. Попов Э. В. Экспертные системы реального времени. М.: Открытые системы, 1995. № 2. Д. Д. Федоришин, А. Н. Трубенко, С. Д. Федоришин Ивaно-Фрaнковский НТУНГ ВЫДЕЛЕНИЕ НИЗКООМНЫХ ГАЗОНОСНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕОГЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ КАРПАТСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Рассмотрены причины повышенной электропроводности пород-коллекторов неогеновых отложений по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Приведены фактические результаты определения гранулометрического состава пород, выполнена комплексная интерпретация данных ГИС сложнопостроенных баденских отложений на примере скв. 1 Гуцуливская. По результатам интерпретации в разрезе с повышенной удельной электропроводностью выделены продуктивные газоносные породы-коллекторы. Ключевые слова: скважина, каротаж, коллектор, песчаник, глина, породы-покрышки, структура порового пространства. Литература 1. Афанасьев В. С., Афанасьев С. В. Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы. Тверь: НПГП “ГЕРС”, 1993. 27 с. 2. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтенасыщенности пород. М.: Недра, 1985. 310 с. 3. Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С. Общий курс геофизических исследований скважин: Учебник для вузов. Изд-е 2-е, перераб. М.: Недра, 1984. 432 с. 4. Латышова М. Г. и др. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1990. 312 с. 5. Элланский М. М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин: Методическое пособие. Изд-во “ГЕРС”, 2001. 229 с. В. А. Лотaрев ИССЛЕДОВАНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА СКВАЖИН МЕТОДОМ РАСХОДОМЕТРИИ Рассмотрены факторы, влияющие на структуру течения нагнетаемой жидкости в скважинах. Предложены модели, позволяющие исключать ошибки при измерении расходов. Приведена технология метода интеллектуальной расходометрии. Ключевые слова: нефть, добыча, нагнетательные скважины, расходометрия, моделирование. Литература 1. Willis А. P., Kerswell R. R. Physical Review Letters 98, 014501 (2 January 2007). М. В. Агеев, А. А. Климовa, В. К. Попов ОАО “НПП “Крaснознaменец” ЗАЩИЩЕННОСТЬ ЭЛЕКТРОДЕТОНАТОРОВ ТИПА ПВПД-Н И ПГН ОТ НЕСАНКЦИОНИРОВАННОГО ВЗРЫВАНИЯ Дана оценка стойкости взрывных патронов для прострелочно-взрывной аппаратуры типа ПВПД-Н и ПГН к блуждающим токам различного происхождения. Описан механизм и приведены критические условия срабатывания. Установлено влияние частоты тока на эффективность работы трансформаторного узла защиты, примененного в патронах. Определены наиболее опасные виды электрических воздействий. Ключевые слова: электродетонаторы, несанкционированное взрывание, защита, сотовая связь, блуждающие токи. Литература 1. Рейнбот Г. Магнитные материалы и их применение. Л.: Энергия, 1974. 384 с. Р. И. Рустaмов, Ш. Х. Ахундов НИПИнефтегaз Х. Р. Рустaмовa Институт геологии НАН Азербaйджaнa ГЕОТЕРМИЧЕСКОЕ ПОЛЕ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ КОМПЛЕКСОВ ОТЛОЖЕНИЙ КУРИНСКОЙ ВПАДИНЫ На больших глубинах темп снижения температуры и градиента в целом уменьшается, тем самым подтверждается связь напряженности теплового поля с особенностями глубинного строения прогибов. В карбонатной толще верхнего мела геотермический градиент выше, чем в эффузивах. Для глубокозалегающих комплексов величина теплового потока зависит от плотности и литолого-фациального состава пород. Минимальные величины прогретости разреза в Нижнекуринском прогибе в значительной степени связаны с литофациальными особенностями. Здесь геотермическая аномалия наиболее крупная по площади. Ключевые слова: Куринская впадина, геотермическое поле, градиент, аномалия, тепловой поток, плотность пород, глубокозалегающие комплексы. Литература 1. Алиев С. А., Рустамов Р. И., Алиева З. А. О тепловом потоке центральной части Куринской впадины // Нефтегазовая геология и геофизика. 1976. № 7. С. 95–108. 2. Корчагина Ю. И., Фадеева Н. П. Нефтегазообразование в глубокопогруженных осадочных отложениях молодых впадин // Условия нефтегазообразования на больших глубинах. М.: Наука, 1988. 248 с. 3. Рзаев М. А. Геолого-геохимические и палеогеотермические условия формирования залежей нефти и газа в Среднекуринской впадине // АНХ. 1990. № 6. С. 1–5. 4. Рустамов Р. И., Ахундов Ш. Х., Халилов Н. Н. Геотермические условия Габырры-Аджиноурской впадины // Научные труды НИПИнефтегаз. 2010. № 3. С. 6–9. Н. К. Корсaковa, В. И. Пеньковский Институт гидродинaмики им. М. А. Лaврентьевa СО РАН ВЛИЯНИЕ РАСПОЛОЖЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПРОСЛОЕВ НА ПОКАЗАНИЯ ПРИБОРОВ ВЫСОКОЧАСТОТНОГО ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО ЗОНДИРОВАНИЯ Дана количественная оценка влияния расположения пластов глины по отношению к исследуемому коллектору и прибору зондирования на показания прибора высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ). Приводятся формулы для вычисления коэффициентов влияния, полученные из плотности распределения чувствительности трехкатушечных зондов по вертикали. Результаты проиллюстрированы примерами конкретных расчетов. Ключевые слова: скважина, высокочастотное электромагнитное зондирование, коллектор, прослойки глины, чувствительность, разрешение зонда. Литература 1. Данаев Н. Т., Корсакова Н. К., Пеньковский В. И. Массоперенос в прискважинной зоне и электромагнитный каротаж пластов. Алматы: Казак университетi, 2005. 180 с. 2. Эпов М. И., Пеньковский В. И., Корсакова Н. К. Фокусировка и пространственное разрешение электромагнитных трехкатушечных зондов // Докл. РАН. 2009. Т. 427. № 1. С. 112–117. Р. Т. Ахметов ОФ УГНТУ Л. Е. Кнеллер ОАО НПП “ВНИИГИС” ПРОГНОЗ АБСОЛЮТНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГРАНУЛЯРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ОСНОВЕ ГАНТЕЛЬНОЙ МОДЕЛИ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА Предложена методика количественной оценки коэффициента абсолютной проницаемости с использованием гантельной модели структуры пустотного пространства гранулярных коллекторов. Ключевые слова: гранулярный коллектор, гантельная модель, проницаемость, пористость, остаточная водонасыщенность. Литература 1. Ахметов Р. Т. Гантельная модель пустотного пространства природных резервуаров нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. Вып. 5. С. 31–35. 2. Кнеллер Л. Е., Рындин В. Н., Плохотников А. Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС. М.: ВИЭМС, 1991. 65 с. 3. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. М.: ООО “Премиум Инжиниринг”, 2009. 868 с. 4. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологической классификации терригенных коллекторов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. № 12. С. 83–128. 5. Элланский М. М., Еникеев Б. И. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991. 205 с. Н. Г. Козыряцкий ООО “Нефтегaзгеофизикa” УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КУРСОВОГО УХОДА ГИРОСКОПИЧЕСКИХ ИНКЛИНОМЕТРОВ Предложена и апробирована методика, позволяющая существенно повысить точность определения курсового ухода гироскопических инклинометров при одновременном снижении времени на их калибровку. Ключевые слова: гироскопический инклинометр, курсовой уход гироскопа, калибровка. Литература 1. ГОСТ 8.207 ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения. 2. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике. М.: Наука, 1978. 3. Лобанков В. М. Основы метрологии геофизических измерений: Учебное пособие. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет; Центр метрологических исследований “Урал-Гео”, 2011. 4. Мардиа К. Статистический анализ угловых наблюдений. М.: Наука, 1978. 5. МУ 41-17-1373-87. Отраслевая система обеспечения единства измерений. Инклинометры и ориентаторы. Методика поверки. 6. Описание и руководство по эксплуатации гироскопического инклинометра ИГ-36. Ф. Р. Атaуллин ОАО “Бaшнефтегеофизикa” УСТРОЙСТВО ДИСТАНЦИОННОГО ТЕСТИРОВАНИЯ ПРИБОРОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО КАРОТАЖА Представлены результаты исследований в области приборов электрического каротажа. Разработаны метод и устройство для дистанционного тестирования приборов К3А-723 и К1А-723М. Ключевые слова: тестирование, электрический каротаж, Wi-Fi. Литература 1. Бычков А. Б. Надежность приборов и систем. Ростов-на-Дону, 2008. 84 с. 2. Пролетарский А. В., Баскаков И. В., Федотов Р. А. Организация беспроводных сетей. М., 2006. 181 с. 3. Руководство по приборам К1А-723М и К3А-723. Уфа: Издательство предприятия “Геопром”. 4. Сковородников И. Г. Геофизические исследования скважин: курс лекций. Екатеринбург: УГГГА, 2003. 294 с. 5. http://www.compel.ru/2011/07/26/radiomoduli-xbee-teper-s-wi-fi/ К. С. Фурсин Кубaнский ГТУ ПРОВОДНОЙ КАНАЛ СВЯЗИ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТЕЛЕИЗМЕРЕНИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Рассмотрен размещаемый внутри бурильной колонны проводной канал связи, организованный с помощью двух отрезков кабеля, дистанционных соединителей, лубрикатора вертлюга и малогабаритной автоматизированной лебедки, устанавливаемой на вертлюге. Приводится описание технологии формирования такого канала связи и излагаются его основные эксплуатационные преимущества. Ключевые слова: скважина, канал связи, бурильная колонна, геофизический кабель, вертлюг, лубрикатор, малогабаритная лебедка. Литература 1. Аксельрод С. М. Кабельно-индуктивный канал связи для каротажа и технологических измерений в процессе бурения (по материалам зарубежной литературы) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 4. С. 100–117. 2. Доценко Б. А., Оганов А. С., Поликарпов А. Д. Контроль гидродинамического давления при строительстве скважин на равновесном давлении в системе “скважина–пласт” // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. 2010. № 2. С. 37–40. 3. Малюга А. Г. Анализ каналов связи забойных телеизмерительных систем // Изв. вузов. Геология и разведка. 2003. № 3. С. 70–73. 4. Молчанов А. А., Лукьянов Э. Е., Рапин В. А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин: Учебное пособие. СПб.: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы (МАНЭБ), 2001. 299 с. 5. Салихов Р. Г. Методика проектирования и достижения в промысловых условиях отрицательного дифференциального давления в системе “скважина–пласт” // http://www.ogbus.ru/authors/SalikhovRG/Salikhov RG1.pdf. 2003. 6. Чупров В. П. и др. Опыт эксплуатации телесистемы с комбинированным каналом связи // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 5. С. 5–10. А. А. Бурмистров, Г. А. Кaлистрaтов, Б. Д. Янкин ООО “Псковгеокaбель” ЗАО “ГИСприбор-М” ПРИМЕНЕНИЕ СПЕЦПОДЪЕМНИКОВ С ДЛИННОМЕРНОЙ СТАЛЕПОЛИМЕРНОЙ ТРУБОЙ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН С ЗАТРУДНЕННЫМИ УСЛОВИЯМИ ДОСТАВКИ ИНСТРУМЕНТА И ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ К ИНТЕРВАЛУ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ Приведены результаты разработок специализированных каротажных подъемников, использующих длинномерные гибкие грузонесущие сталеполимерные трубы с каротажным геофизическим кабелем для проведения работ при капитальном ремонте и геофизических исследований в скважинах с затрудненными условиями доставки инструмента и аппаратуры. Ключевые слова: каротажный подъемник, сталеполимерная труба, колтюбинг. Литература 1. Калистратов Г. А., Ковалев А. Ф. Техника и технология с использованием специализированного подъемника, оснащенного гибкой сталеполимерной трубой, при геофизических и гидродинамических исследованиях, освоении, капитальном ремонте наклонно направленных и горизонтальных нефтегазовых скважинах // Эл. ЭНИ “ГЕОразрез”. 2012. № 4.

БНЕ_Vt: Р. Т. Ахметов ОФ УГНТУ Л. Е. Кнеллер ОАО НПП “ВНИИГИС” ПРОГНОЗ АБСОЛЮТНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГРАНУЛЯРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ОСНОВЕ ГАНТЕЛЬНОЙ МОДЕЛИ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА Предложена методика количественной оценки коэффициента абсолютной проницаемости с использованием гантельной модели структуры пустотного пространства гранулярных коллекторов. Ключевые слова: гранулярный коллектор, гантельная модель, проницаемость, пористость, остаточная водонасыщенность. Литература 1. Ахметов Р. Т. Гантельная модель пустотного пространства природных резервуаров нефти и газа // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. Вып. 5. С. 31–35. 2. Кнеллер Л. Е., Рындин В. Н., Плохотников А. Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях сложных коллекторов по данным ГИС. М.: ВИЭМС, 1991. 65 с. 3. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. М.: ООО “Премиум Инжиниринг”, 2009. 868 с. 4. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологической классификации терригенных коллекторов // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2009. № 12. С. 83–128. 5. Элланский М. М., Еникеев Б. И. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991. 205 с.

БНЕ_Vt: На мой взгляд с позиций теории все смотрится сомнительно http://petrophysics.borda.ru/?1-2-0-00000001-041 С другой стороны Леонид Ефимович человек серьезный А вот с позиции чисто эмпирической зависимость проницаемости от трех переменных (Кп, Квс, Pп) должна быть на малых выборках точнее чем от двух И под это можно своеобразными рассуждениями подстроиться А выборки у них очень малые Но можно и мне поэксперииментировать с их зависимостями Тут другое интересно Эффект блокировки пор (хотя его и сложно вычленить) через топологию может быть связан с показателем Дахнлова-Арчи Это стоило бы попытаться изучить

БНЕ_Vt: Д. Д. Федоришин, А. Н. Трубенко, С. Д. Федоришин Ивaно-Фрaнковский НТУНГ ВЫДЕЛЕНИЕ НИЗКООМНЫХ ГАЗОНОСНЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НЕОГЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ КАРПАТСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Рассмотрены причины повышенной электропроводности пород-коллекторов неогеновых отложений по данным геофизических исследований скважин (ГИС). Приведены фактические результаты определения гранулометрического состава пород, выполнена комплексная интерпретация данных ГИС сложнопостроенных баденских отложений на примере скв. 1 Гуцуливская. По результатам интерпретации в разрезе с повышенной удельной электропроводностью выделены продуктивные газоносные породы-коллекторы. Ключевые слова: скважина, каротаж, коллектор, песчаник, глина, породы-покрышки, структура порового пространства. Литература 1. Афанасьев В. С., Афанасьев С. В. Новая петрофизическая модель электропроводности терригенной гранулярной породы. Тверь: НПГП “ГЕРС”, 1993. 27 с. 2. Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтенасыщенности пород. М.: Недра, 1985. 310 с. 3. Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С. Общий курс геофизических исследований скважин: Учебник для вузов. Изд-е 2-е, перераб. М.: Недра, 1984. 432 с. 4. Латышова М. Г. и др. Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1990. 312 с. 5. Элланский М. М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин: Методическое пособие. Изд-во “ГЕРС”, 2001. 229 с.

БНЕ_Vt: Прокомментирую когда ее получу

bne: КАРОТАЖНИК №7 - новое! -------------------------------------------------------------------------------- Жизнь АИС Международная научно-практическая конференция “Современное состояние промысловой геофизики в России и за рубежом”....................................................... 3 Производственный опыт Б. С. Асланов. Новые представления о глубинном строении и условиях скоплений углеводородов Южно-Каспийской нефтегазоносной провинции и Персидского залива........................................... 8 Г. В. Иголкина. Решение технологических задач при исследовании сверхглубоких и нефтегазовых скважин методом магнитометрии.......................................... 25 Я. А. Калачева, Е. А. Черепанов. Технология петрофизического обеспечения комплексной интерпретации сейсмических данных и ГИС на примере построения сейсмогеологической модели Северо-Покамасовского суперкуба....................40 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов П. П. Бобров, А. С. Лапина, А. В. Репин. Влияние связанной воды на комплексную диэлектрическую проницаемость нефтеводонасыщенных песчано-глинистых пород........................................... 56 В. М. Сапожников. Определение характера насыщения коллекторов по диаграммам кажущегося сопротивления стандартных зондов................................................................ 69 В. А. Мурцовкин. Примеры использования капиллярно-решеточной модели горных пород с двухфазным насыщением для расчета их петрофизических характеристик....................................................... 74 Научные обзоры С. М. Аксельрод. Добыча сланцевой нефти: состояние и перспективы (по материалам зарубежной литературы).................... 94 Дискуссионный клуб В. Ю. Зайченко. Последствия для геологической отрасли России от вступления ее во Всемирную торговую организацию....................130 Информационные сообщения XIX научно-практическая конференция “Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин”....................137 Наши поздравления Юбилей Анатолия Александровича Молчанова............................................... 144 Письма в редакцию........................................................ 163 Мемориал Памяти Гения Александровича Шнурмана........................................................ 164 Сведения об авторах.................................. 167 Abstracts................................................................. 172 АННОТАЦИИ Б. С. Аслaнов ГНКАР, НИПИ "Нефтегaз" НОВЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ГЛУБИННОМ СТРОЕНИИ И УСЛОВИЯХ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ И ПЕРСИДСКОГО ЗАЛИВА На основании анализа существующего геолого-геофизического материала рассмотрены особенности геолого-тектонического строения и нефтегазоносность Персидского залива и Южного Каспия. Ключевые слова: Персидский залив, Южный Каспий, нефтегазоносная провинция, геодинамика, пояс, сегмент, плита, фундамент. Литература 1. Забанбарк А., Казьмин В. Г., Лобковский Л. И. Древние окраины континентов и сравнительный анализ их нефтегазоносности // Доклады Академии наук. 2010. № 3. Т. 431. С. 365–368. 2. Забанбарк А. Распространение крупных месторождений нефти и газа – источник углеводородной дегазации (бассейн Персидского залива): Труды Института океанологии им. П. П. Ширшова. М., 2011. С. 133–138. 3. Запивалов Н. П. Морская нефть – новая веха человечества // Нефтяное хозяйство. 2008. № 6. С. 54–58. 4. Короновский Н. В. Блоковая динамика на территории Восточной Анатолии, Кавказа, Ирана и Загроса по данным GPS. 2006. С. 58. 5. Мамедов П. З. Тектонотипы палеобассейнов Кавказско-Каспийского региона и основные стадии эволюционного развития Южно-Каспийского мегабассейна // Каталог сейсмопрогностических наблюдений на территории Азербайджана. Баку. 200. С. 127–139. 6. Хаин В. Е., Соколов Б. А. Роль флюидодинамики в развитии нефтегазоносных бассейнов // История нефти в осадочных бассейнах / Под ред. Б. А. Соколова. М.: Изд-во МГУ, 1994. 7. Bahrami M., Sahraeyan M., Taherkhani K. Microfacies and Sedimentary Environments of Dalan Formation at Surmeh Mountain, Folded Zagros Zone, Southwestern Iran // International Journal of Basic and Applied Sciences, 2012. 1 (4). P. 380–389. 8. Bordenave M. L. The Origin of the Permo-Triassic Gas Accumulations in the Iranian Zagros Foldbelt and Contiguous Offshore Areas: a Review of the Palaeozoic Petroleum System // Journal of Petroleum Geology. 2008. Vol. 31. № 1. P. 3–42. 9. Csontos L., Sasvori B., Pocsai T. et al. Structural Evolution of the Northwestern Zagros, Kurdistan Region, Iraq: Implications on Oil Migration // GeoArabia. V. 17. 2012. P. 81–116. 10. Ebadati N., Adib A. Geodynamics Evolution of the Oil Traps in Southern Regions of Zagros Due to Closing of Neotethy. The 1st International Applied Geological Congress, Department of Geology, Islamic Azad University – Mashad Branch. Iran, 26–28 April. 2010. 11. Ghasemia A., Talbotb C. J. New Tectonic Scenario for the Sanandaj-Sirjan Zone (Iran) // Journal of Asian Earth Sciences. 2005. P. 1–11. 12. Mokhtari M., Farahbod A. M., Lindholm C. et al. Iranian Int. J. Sci. 5 (2). 2004. P. 223–244. 13. Mouthereau F., Lacombe O., Vergés J. Building the Zagros Collisional Orogen: Timing, Strain Distribution and the Dynamics of Arabia/Eurasia Plate Convergence // Contents lists available at SciVerse ScienceDirect “Tectonophysics 532–535”. 2012. P. 27–60. 14. Quarrie N. Crustal Scale Geometry of the Zagros Fold-Thrust Belt. Iran // Journal “Structural Geology”. 2004. P. 519–535. 15. Regard V., Hatzfeld D., Molinaro M. et al. The Transition between Makran Subduction and the Zagros Collision: Recent Advances in its Structure and Active Deformation // Special Publication – Geological Society of London 330. 2010. P. 41–64. 16. Shafaii Moghadam H., Robert Stern J., Rahgoshay M. The Dehshir Ophiolite (Central Iran): Geochemical Constraints on the Origin and Evolution of the Inner Zagros Ophiolite Belt // Geological Society of America Bulletin. 2010. P. 1516–1547. 17. Smith-Rouch L. S. Oligocene–Miocene Maykop/Diatom Total Petroleum System of the South Caspian Basin Province, Azerbaijan, Iran, and Turkmenistan: U. S. Geological Survey Bulletin 2201-I. 2006. 27 p. 18. Vergés J., Saura E., Casciello E. et al. Cambridge University Press // Geol. Mag. 2001. P. 1–23. 19. Zamani A., Hashemi N. A Comparison between Seismicity, Topographic Relief, and Gravity Anomalies of the Iranian Plateau. Department of Geology, College of Sciences, Shiraz University. Shiraz, Iran // Tectonophysics 327. 2000. P. 25–36. Я. А. Кaлaчевa, Е. А. Черепaнов ООО “КогaлымНИПИнефть” ТЕХНОЛОГИЯ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ И ГИС НА ПРИМЕРЕ ПОСТРОЕНИЯ СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СЕВЕРО-ПОКАМАСОВСКОГО СУПЕРКУБА Представлено методическое обеспечение, опробованное на Северо-Покамасовском, Западно-Покамасовском и Нивагальском месторождениях, освоением которых занимается ООО “ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь”. Сейсмогеологические модели месторождений, построенные с учетом вклада рассматриваемой разработки, обладают большей точностью, что в конечном итоге позволяет правильно прогнозировать эксплуатационное бурение и повышает экономическую эффективность работ. Ключевые слова: сейсмогеологическая модель, акустический, гамма-гамма-плотностной каротаж. П. П. Бобров, А. С. Лaпинa, А. В. Репин Омский госудaрственный педaгогический университет ВЛИЯНИЕ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ НА КОМПЛЕКСНУЮ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ПРОНИЦАЕМОСТЬ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПЕСЧАНО-ГЛИНИСТЫХ ПОРОД Представлены результаты экспериментальных измерений диэлектрической проницаемости и эквивалентной удельной проводимости смеси речного песка с бентонитом в диапазоне частот 10 кГц – 4 ГГц. С использованием рефракционной модели, учитывающей ориентационную и межслойную поляризацию связанной воды, показано, что в диапазоне частот 1 МГц – 1 ГГц комплексная диэлектрическая проницаемость (КДП) связанной воды не зависит от солености насыщающего раствора. Ключевые слова: диэлектрическая проницаемость, удельная проводимость, нефтесодержащие породы, связанная вода, межслойная поляризация. Литература 1. Аксельрод С. М. Новые тенденции в диэлектрическом каротаже (по материалам зарубежной печати) // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2012. Вып. 4. С. 78–112. 2. Беляева Т. А., Бобров П. П., Кондратьева О. В., Репин А. В. Диэлектрические свойства капиллярно-менисковой почвенной влаги // Исследование Земли из космоса. 2011. № 3. С. 55–64. 3. Бобров П. П., Кондратьева О. В., Репин А. В. Методы измерения диэлектрической проницаемости диэлектриков с высокой и очень низкой проводимостью в диапазоне частот от 103 до 108 Гц // Известия вузов. Физика. 2010. № 9/2. С. 168–169. 4. Бобров П. П., Кондратьева О. В., Репин А. В. Измерение комплексной диэлектрической проницаемости образца в одной ячейке от десятков герц до единиц гигагерц // Известия вузов. Физика. 2012. № 8/3. С. 23–26. 5. Бобров П. П., Миронов В. Л., Кондратьева О. В., Репин А. В. Спектральная диэлектрическая модель прочносвязанной воды в монтмориллоните в диапазоне частот 1–4000 МГц // Материалы XII Международной конференции “Физика диэлектриков” (Диэлектрики – 2011). СПб., 23–26 мая 2011 г. Т. 1. С. 207–209. 6. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика (физика горных пород): Учеб. для вузов. 2-е изд. / Под ред. Д. А. Кожевникова. М.: Изд. “Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. 368 с. 7. Шумилов А. В. Исследование диэлектрических характеристик карбонатных пород на образцах керна турне-фаменского нефтегазоносного комплекса Пермского Прикамья // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 2. С. 45–59. 8. Эпов М. И., Бобров П. П., Миронов В. Л., Репин А. В. Диэлектрическая релаксация в глинистых нефтесодержащих породах // Геология и геофизика. 2011. Т. 52. № 9. С. 1302–1309. 9. Эпов М. И., Миронов В. Л., Бобров П. П. и др. Исследование диэлектрической проницаемости нефтесодержащих пород в диапазоне частот 0,05–16 ГГц // Геология и геофизика. 2009. Т. 50. № 5. С. 613–618. 10. Эпов М. И., Миронов В. Л., Музалевский К. В. Сверхширокополосное электромагнитное зондирование нефтегазового коллектора. Новосибирск: Изд. СО РАН, 2011. 114 с. 11. Liu C. R., Hu K. Theoretical Study of the Dielectric Constant in Porous Sand-stone Saturated with Hydrocarbon and Water // IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing. 2000. Vol. 38. № 3. Р. 1328–1336. 12. Levitskaya T. M., Sternberg B. K. Polarization Processes in Rocks // Radio Science. 1996. Vol. 3. № 4. P. 755–759. 13. Mironov V. L., Bobrov P.P., Fomin S. V. Multi-relaxation Generalized Refractive Mixing Dielectric Model of Moist Soils // Proc. of 2012 IEEE Geoscience and Remote Sensing Symposium (IGARSS'2012), 22–27 July 2012, Munich, Germany. С. 5177–5179. 14. Mironov V. L., Dobson M. C., Kaupp V. H. et al. Generalized Refractive Mi-xing Dielectric Model for Moist Soils // IEEE Trans. Geosci. RemoteSensing, 2004. V. 42. № 4. Р. 773–785. В. М. Сaпожников Урaльский ГГУ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДИАГРАММАМ КАЖУЩЕГОСЯ СОПРОТИВЛЕНИЯ СТАНДАРТНЫХ ЗОНДОВ Обоснована возможность определения размеров зоны высокого удельного сопротивления пластов-коллекторов, значительно разнящихся в нефтегазонасыщенных и водонасыщенных объектах. Использованы результаты обработки диаграмм двух стандартных зондов (градиент- и потенциал-зонд). Ключевые слова: электрокаротаж, площадь поверхности тела, эффективный радиус, коэффициент подобия, характер насыщения. Литература 1. Заборовский А. И. Электроразведка. М.: Гостоптехиздат, 1963. 424 с. 2. Сапожников В. М. О количественной связи между поверхностью и сопротивлением заземления // Вопросы разведочной геофизики: Тр. Свердловского горного ин-та. 1968. Вып. 54. С 187–189. 3. Сапожников В. М., Мишедченко И. В. О степени подобия аномальных электрических полей, возбуждаемых неоднородным полем, и практика интерпретации аномалий // Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей: Материалы 29-й сессии Международного семинара им. Д. Г. Успенского. Екатеринбург: УГГА, 2002. С. 255–259. 4. Сапожников В. М. Электрометрический способ определения размеров геологических тел, вскрытых скважиной // Вопросы теории и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических полей: Материалы 40-й сессии Международного семинара им. Д. Г. Успенского. М.: ИФЗ, 2013. С. 304–309. В. А. Мурцовкин ООО “Нефтегaзгеофизикa” ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КАПИЛЛЯРНО-РЕШЕТОЧНОЙ МОДЕЛИ ГОРНЫХ ПОРОД С ДВУХФАЗНЫМ НАСЫЩЕНИЕМ ДЛЯ РАСЧЕТА ИХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК Представлены результаты моделирования процессов электропроводности и фильтрации в пористых горных породах с двухфазным насыщением. В качестве модели породы использовалась трехмерная кубическая решетка из капилляров. Размеры и количество капилляров в такой модели подбираются в соответствии с заданным распределением пор по размерам. Полученные результаты позволяют установить общие закономерности влияния структуры пор на процессы переноса при двухфазной насыщенности, проанализировать зависимость электропроводности и фильтрации от особенностей насыщения породы флюидами и иллюстрируют возможности капиллярно-решеточной модели для описания свойств пористых сред с двухфазным насыщением. Ключевые слова: моделирование, электропроводность, горная порода, фильтрация, параметр насыщенности, фазовая проницаемость, остаточная насыщенность. Литература 1. Коатес Д. Р., Хиао Л. Ч., Праммер М. Д. Каротаж ЯМР. Принципы и применение. Хьюстон: Халибартон, 2001. 2. Мурцовкин В. А. Примеры использования капиллярно-решеточной модели для расчета петрофизических характеристик горных пород // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2013. Вып. 3 (225). С. 177–192. 3. Мурцовкин В. А. Электропроводность пористых сред с двухфазным насыщением // Коллоидный журнал. 2013. Т. 75. № 1. С. 109–117. 4. Мурцовкин В. А. Мультирешеточная модель для расчета характеристик пористых сред. Расчет электропроводности // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 677–684. 5. Мурцовкин В. А., Зеленов А. С. Расчет электропроводности и проницаемости горных пород по данным ядерно-магнитного каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 2–4. С. 108–120. 6. Мурцовкин В. А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерно-магнитного резонанса // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 685–692. 7. Тиаб Д., Доналдсон Э. Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. М.: ООО “Премиум Инжиниринг”, 2009. 8. Brownstein K. R., Tarr C. E. Importance of Classical Diffusion in NMR Studies of Water in Biological Cells // Phys. Rev. A. 1979. V. 19. № 6. P. 2446–2453. 9. Dunn K.-J., Bergman D. J., LaTorraca G. A. Nuclear Magnetic Resonance. Petrophysical and Logging Applications. Pergamon, 2002. С. М. Аксельрод ДОБЫЧА СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ: СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ (ПО МАТЕРИАЛАМ ЗАРУБЕЖНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ) Рассмотрены проблемы добычи сланцевой нефти. Приводится существующая оценка мировых запасов нефти в глинистых сланцах, описываются применяемые и проектируемые технологии добычи нефти из этих отложений. Рассмотрены геофизические и петрофизические методы выявления и оценки продуктивности коллекторов сланцевой нефти. Обсуждены экономические и экологические факторы, определяющие рентабельность разработки нетрадиционных источников нефти. Ключевые слова: нефтесодержащие и горючие сланцы, внутрипластовая перегонка, керн, каротаж, шлам, бурение, гидроразрыв, продуктивность. Литература 1. Allix P., Burnham A., Fowler T., Herron M., Kleinberg R., Symington B. Coaxing Oil from Shale. Schlumberger Oilfield Review. Winter 2010/2011. P. 4–16. 2. Alfred D., Vernik L. A New Petrophysical Model for Organic Shales. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper A. 3. Andrews A. Oil Shale: History, Incentives, and Policy. Report for Congress. April 13, 2006. http://www.fas.org/sgp/crs/misc/RL33359.pdf. 4. Balouga J. Unconventional Oils:21st Century Rescuer? International Association of Energy Economics. November 4, 2012. P. 27–31. http://www.google.com/search?source = ig&rlz = &q = Unconventional+Oils%3A21st+Century+Rescuer%3F&oq = &gs_l = 5. Bartis T. J. et al. Oil Shale Development in the United States. RAND Corp. 2005. http://www.rand.org/pubs/monographs/2005/RAND_MG414.pdf. 6. Beckwith R. The Tantalizing Promise of Oil Shale, Journal of Petroleum Technology, January, 2012. On-line issue. http://www.spe.org/jpt/print/archives/2012/ 01/10OilShales.pdf. 7. Bostrom N. et al. Realistic Oil Shale Pyrolysis Programs: Kinetics and Quantitative Analysis. Presented at the 29th Oil Shale Symposium. Colorado, October 19–21, 2009. 8. Boyer R. et al. SPE 160160, Production Array Logs in Bakken Horizontal Shale Play Reveal Unique Performance Based on Completion Technique. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Texas, USA, 8–10 October, 2012. 9. Bullis K. Shale Oil Will Boost U.S. Production, but it Won’t Bring Energy Independence. MIT Technology Review, November 15, 2012. file:///D:/My%20Documents/Shale%20oil/Fracking%20and%20Shale%20Oil%20Won%E2%80%99t%20Lead%20to%20U.S.%20Energy%20Independence%20_%20MIT%20Technology%20Review.htm. 10. Burnham A. K. Slow Radio-Frequency Processing of Large Oil Shale Volumes to Produce Petroleum-like Shale Oil. U.S. Department of Energy, Lawrence Livermore National Laboratory. August, 2003. https://e-reports-ext.llnl.gov/pdf/243505.pdf. 11. Crain E. R., Eng P. Crain’s Petrophysical Handbook. 2000. http://www.spec2000.net/17-specshoil.htm. 12. Crane F. What Do the Oil Shale Plays Really Mean? Energyocm, on-line issue. April 2012. http://energyocm.wordpress.com/2012/04/20/what-do-the-shale-plays-really-mean/. 13. Denney D. Evaluating Production-Log Data from Horizontal Organic-Shale Wells. Journal of Petroleum Technology. March, 2012. 14. Denning D. Oil Shale Reserves. The Daily Reckoning. On-line issue, 2012. http://dailyreckoning.com/oil-shale-reserves/. 15. Dyni J. R. Geology and Resources of Some World Oil Shale Deposits. U.S. Geology Survey. Scientific Investigations Report 2005–5294. June 2006. http://pubs.usgs.gov/sir/2005/5294/pdf/sir5294_508.pdf. 16. Gale B. et al. NPC North American Resource Development Study. Paper № 2–27. North American Oil and Gas Play Types. September 2011. On-line issue. http://www.npc.org/Prudent_Development-Topic_Papers/2-27_NA_Oil_and_Gas_Play_Types_Paper.pdf. 17. Grau J. A., Herron M. M., Herron S. L., Kleinberg R., Machlus M., Burnham A., Allix P. Organic Carbon Content of the Green River Oil Shale from Nuclear Spectroscopy Logs. Presented at the 30th Oil Shale Symposium, Colorado, October 18–22, 2010. 18. Gue E. The Difference between Oil Shale and Shale Oil. The Energy Report. On-line issue. November 2010. http://www.theenergyreport.com/pub/na/7813. 19. Gue E. The Difference between Oil Shale and Shale Oil. Seeking Alpha. On-line issue, 2009. http://seekingalpha.com/175771-the-difference-between-oil-shale-and-shale-oil. 20. Gue E. Oil Shale, Shale Oil, and 6 Ways to Play the Difference. Seeking Alpha. On-line issue, November 2010. http://seekingalpha.com/article/235257-oil-shale-shale-oil-and-6-ways-to-play-the-difference. 21. Hamilton J. Shale Oil and Tight Oil. Econbrowser. On-line issue, July 11, 2012. http://wwweconbrowser.com/archieves/2012/07/sgale_oil_and_ t.html. 22. Heddleston D. SPE 120591. Horizontal Well Production Logging Deployment and Measurement Techniques for US Land Shale Hydrocarbon Plays. SPE Production and Operations Symposium. Oklahoma, USA, 4–8 April, 2009. 23. Herron M. M. et al. Total Organic Carbon and Formation Evaluation with Wireline Logs in the Green River Oil Shale. SPE 147184, SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado, 30 October – 2 November, 2011. 24. Johnson R. C., Tracy J., Brownfield M. E. Assessment of In-Place Oil Shale Resources of the Green River Formation, Great Green River Basin in Wyoming, Colorado, and Utah. U.S. Geology Survey Fact Sheet 2011–3063. www.usgs.gov/fs/2011/3063/pdf/FS11-3063.pdf. 25. Kleinberg R. et al. Oil Shale Formation Evaluation by Well Logs and Core Measurements. Schlumberger on-line brochure. www.costar-mines.org/oss/30/presentation/Presentation_09-4-Kleinberg_Robert.pdf, 2009. 26. Likvern R. Is Shale Oil Production from Bakken Headed for a Run with “The Red Queen”? Oil Drum, on-line issue, September 25, 2012. File:///D:/My%20Documents/Shale%20oil/9506.htm. 27. Musharfi N., Almarzooq A., Eid M., Quirein J, Witkovsky J., Buller D., Rouk M., Truax J., Praznik G. Combining Wireline Geochemical, NMR, and Dielectric Data for Formation Evaluation and Characterization of Shale Reservoirs. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper J. 28. Maugeri L. Oil: the Next Revolution, the Unprecedented Upsurge of Oil Production and What it Means for the World. Discussion Paper № 2012-10. Geopolitics of Energy Project. On-line issue, June 2012. http://belfercenter.ksg.harvard.edu/publication/22144/oil.html. 29. Muerer W. P. et al. ExxonMobil’s Electrofrac Process and Parametric Controls on the Composition of Oil Generated by In Situ Pyrolysis of Oil Shale. www.ceri-miners.org/documents/28thsymposium/presentations08/PRESS_3-1_meurer-William.pdf. 30. Neville T. Shale Reservoirs: Effective Evaluation for Optimal Completion. Schlumberger on-line issue. August, 2012. https://www.fesaus.org/webcast/2012/08/TNeville/1208_TNeville_FESAus_Presentation.pdf. 31. Oil Shale & Tar Sands Programmatic EIS. About Oil Shale. On-line issue, 2012. http://ostseis.anl.gov/guide/oilshale/index.cfm. 32. Pan Y., Chen C., Yang Sh., Ma G. Development of Radio Frequency Heating Technology for Shale Oil Extraction. Open Journal of Applied Sciences (China). 2012. V. 2. P. 66–69. 33. Pedersen P. K., Clarkson C. Categorization of Unconventional Tight Light Oil Plays of the Western Canada Sedimentary Basin. Department of Science, University of Calgary. 2012. 34. Quirein J., Murphy E., Praznik G., Witkovsky J., Shannon S., Buller Dan. A Comparison of Core and Well Log Data to Evaluate Porosity, TOC, and Hydrocarbon Volume in the Eagle Ford Shale. SPE 159904, SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Taxes, 8–10 October, 2012. 35. Radtke R. J. et al. Schlumberger. A New Capture and Inelastic Spectroscopy Tool Takes Geochemical Logging to the Next Level. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper AAA. 36. Ramakrishna S., Merkel D., Balliet R. Mineralogy, Porosity, and Fluid Property Determination of Oil Reservoirs of the Green River Formation in Unita Basin. SPWLA 53th Annual Symposium. June 15–20, 2012. Paper K. 37. Ramakrishna S., Balliet R., Miller D., Sarvotham S., Merkel D. Formation Evaluation in the Bakken Complex Using Laboratory Core Data and Advanced Logging Technologies. SPWLA 51st Annual Symposium. June 19–23, 2010. Paper DDDD. 38. Raytheon. Radio Frequency/Critical Fluid Oil Extraction Technology. On-line issue, 2006. http://www.raytheon.com/businesses/rids/products/rtnwcm/groups/public/documents/content/rtn_bus_ids_prod_rfcf_pdf.pdf. 39. Rembrandt K. Shale Oil: the Latest Insights. Energy Bulletin, on-line issue. October 2012. http://www.energybulletin.net/stories/2012-10-26/shale-oil-the-latest-insights.html. 40. Seleznev N. V., Klejberg R. L., Herron M. M., Machlus M., Pomerantz A. E., Reeder S. L., Burnham A. K., Day R. L., Allix P. C. Application of Dielectric Dispersion Logging to Oil Shale Reservoirs. SRWLA 52nd Annual Logging Symposium. May 14–18, 2011. Paper G. 41. Schlumberger. Case Study: Advanced Logging Technology Reveals the Most Productive Zones in Woodford Shale Wells. On-line issue, Jan. 2013. http://www.slb.com/resources/case_studies/technical_challenges/unconventional_gas/shale_gas/advanced_logging_woodford_shale.aspx. 42. Schlumberger. Mississippian Shale Seismic Reservoir Characterization Improves Gas Production. On-line issue, 2010. http://www.slb.com/~/media/Files/industry_challenges/unconventional_gas/case_studies/seismic_characterization_mississippian_shale. 43. Schlumberger. LithoScanner Accurate TOC Determination for Unconventional Reservoirs. On-line issue, 2012. http://www.slb.com/~/media/Files/evaluation/case_studies/lithoscanner_standalone_cs.pdf. 44. Schlumberger. NeoScope LWD Service Delivers High-Quality Formation Evaluation Data for Apache. On-line issue. http://www.slb.com/~/media/Files/drilling/case_studies/neoscope_apache_egypt_cs.pdf. 45. Skelt C. Petrophysical Analysis of the Green River Formation, Southwestern Colorado – a Case Study in Oil Shale Formation Evaluation. SRWLA 51st Annual Logging Symposium. June 19–23, 2010. Paper EEEE. 46. Snow R. H. In-Situ Thermal Upgrading of Bitumen aнd Shale Oil by RF Electrical Heating. SPE 150694, SPE Heavy Oil Conference and Exhibition, 124 December, Kuwait. 2011. 47. Symington W. A., Olgaard D. L., Otten G. A., Phillips T. C., Thomas M. M., Yeakel J. D. ExxonMobil’s Electrofrac™ Process for In Situ Oil Shale Conversion. AAPG Annual Convention & Exhibition, San Antonio, Texas, April 21, 2008. http://www.searchanddiscovery.com/documents/2008/08131symington/ndx_symington.pdf. 48. Symington W. A. et al. Field Testing of ElectrofracTM Process Elements at ExxonMobil’s Colony Mine. 29th Oil Shale Symposium, October 19–23, 2009. http://www.ceri-mines.org/documents/29thsymposium/papers09/Paper_03-4_Symington-Bill.pdf. 49. Tonner D., Hughes S., Dix M. Welsite Geochemistry – New Analytical Tool Used to Evaluate Unconventional Reservoirs to Assist in Well Construction and Smart Completion. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper H. 50. U.S. Department of Energy. Review of Emerging Resources: U.S. Shale Gas and Shale Oil Plays. On-line issue, July 2011. ftp://ftp.eia.doe.gov/natgas/usshaleplays.pdf. 51. US Shale Oil Special Report. ARGUS. On-line issue, 2012. www.argusmedia.com. http://www.argusmedia.com/Petroleum/Crude/~/media/Files/PDFs/Mkting/Argus%20US%20Shale%20Oil%20Special%20Report.ashx. 52. Warlick D. 7 Shale Plays Currently Driving US Drilling and Development. Oil & Gas Financial Journal. August, 2012. http://www.ogfj.com/articles/print/volume-9/issue-8/features/7-shale-plays-currently-driving.html. 53. Weisenthal J. Analyst Makes Bombshell Prediction of $50 Oil, and More Production than We Could Possibly Know What to Do with. Business Insider. On-line Issue. Dec. 1, 2012. http://www.businessinsider.com/how-surging-shale-production-could-bring-oil-prices-down-to-50-per-barrel-2012-12.

БНЕ_Vt: В. А. Мурцовкин ООО “Нефтегaзгеофизикa” ПРИМЕРЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КАПИЛЛЯРНО-РЕШЕТОЧНОЙ МОДЕЛИ ГОРНЫХ ПОРОД С ДВУХФАЗНЫМ НАСЫЩЕНИЕМ ДЛЯ РАСЧЕТА ИХ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК Представлены результаты моделирования процессов электропроводности и фильтрации в пористых горных породах с двухфазным насыщением. В качестве модели породы использовалась трехмерная кубическая решетка из капилляров. Размеры и количество капилляров в такой модели подбираются в соответствии с заданным распределением пор по размерам. Полученные результаты позволяют установить общие закономерности влияния структуры пор на процессы переноса при двухфазной насыщенности, проанализировать зависимость электропроводности и фильтрации от особенностей насыщения породы флюидами и иллюстрируют возможности капиллярно-решеточной модели для описания свойств пористых сред с двухфазным насыщением. Ключевые слова: моделирование, электропроводность, горная порода, фильтрация, параметр насыщенности, фазовая проницаемость, остаточная насыщенность. Литература 1. Коатес Д. Р., Хиао Л. Ч., Праммер М. Д. Каротаж ЯМР. Принципы и применение. Хьюстон: Халибартон, 2001. 2. Мурцовкин В. А. Примеры использования капиллярно-решеточной модели для расчета петрофизических характеристик горных пород // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2013. Вып. 3 (225). С. 177–192. 3. Мурцовкин В. А. Электропроводность пористых сред с двухфазным насыщением // Коллоидный журнал. 2013. Т. 75. № 1. С. 109–117. 4. Мурцовкин В. А. Мультирешеточная модель для расчета характеристик пористых сред. Расчет электропроводности // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 677–684. 5. Мурцовкин В. А., Зеленов А. С. Расчет электропроводности и проницаемости горных пород по данным ядерно-магнитного каротажа // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып. 2–4. С. 108–120. 6. Мурцовкин В. А. Использование мультирешеточной капиллярной модели для расчета проницаемости по данным ядерно-магнитного резонанса // Коллоидный журнал. 2009. Т. 71. № 5. С. 685–692. 7. Тиаб Д., Доналдсон Э. Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. М.: ООО “Премиум Инжиниринг”, 2009. 8. Brownstein K. R., Tarr C. E. Importance of Classical Diffusion in NMR Studies of Water in Biological Cells // Phys. Rev. A. 1979. V. 19. № 6. P. 2446–2453. 9. Dunn K.-J., Bergman D. J., LaTorraca G. A. Nuclear Magnetic Resonance. Petrophysical and Logging Applications. Pergamon, 2002. С. М. Аксельрод ДОБЫЧА СЛАНЦЕВОЙ НЕФТИ: СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ (ПО МАТЕРИАЛАМ ЗАРУБЕЖНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ) Рассмотрены проблемы добычи сланцевой нефти. Приводится существующая оценка мировых запасов нефти в глинистых сланцах, описываются применяемые и проектируемые технологии добычи нефти из этих отложений. Рассмотрены геофизические и петрофизические методы выявления и оценки продуктивности коллекторов сланцевой нефти. Обсуждены экономические и экологические факторы, определяющие рентабельность разработки нетрадиционных источников нефти. Ключевые слова: нефтесодержащие и горючие сланцы, внутрипластовая перегонка, керн, каротаж, шлам, бурение, гидроразрыв, продуктивность. Литература 1. Allix P., Burnham A., Fowler T., Herron M., Kleinberg R., Symington B. Coaxing Oil from Shale. Schlumberger Oilfield Review. Winter 2010/2011. P. 4–16. 2. Alfred D., Vernik L. A New Petrophysical Model for Organic Shales. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper A. 3. Andrews A. Oil Shale: History, Incentives, and Policy. Report for Congress. April 13, 2006. http://www.fas.org/sgp/crs/misc/RL33359.pdf. 4. Balouga J. Unconventional Oils:21st Century Rescuer? International Association of Energy Economics. November 4, 2012. P. 27–31. http://www.google.com/search?source = ig&rlz = &q = Unconventional+Oils%3A21st+Century+Rescuer%3F&oq = &gs_l = 5. Bartis T. J. et al. Oil Shale Development in the United States. RAND Corp. 2005. http://www.rand.org/pubs/monographs/2005/RAND_MG414.pdf. 6. Beckwith R. The Tantalizing Promise of Oil Shale, Journal of Petroleum Technology, January, 2012. On-line issue. http://www.spe.org/jpt/print/archives/2012/ 01/10OilShales.pdf. 7. Bostrom N. et al. Realistic Oil Shale Pyrolysis Programs: Kinetics and Quantitative Analysis. Presented at the 29th Oil Shale Symposium. Colorado, October 19–21, 2009. 8. Boyer R. et al. SPE 160160, Production Array Logs in Bakken Horizontal Shale Play Reveal Unique Performance Based on Completion Technique. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Texas, USA, 8–10 October, 2012. 9. Bullis K. Shale Oil Will Boost U.S. Production, but it Won’t Bring Energy Independence. MIT Technology Review, November 15, 2012. file:///D:/My%20Documents/Shale%20oil/Fracking%20and%20Shale%20Oil%20Won%E2%80%99t%20Lead%20to%20U.S.%20Energy%20Independence%20_%20MIT%20Technology%20Review.htm. 10. Burnham A. K. Slow Radio-Frequency Processing of Large Oil Shale Volumes to Produce Petroleum-like Shale Oil. U.S. Department of Energy, Lawrence Livermore National Laboratory. August, 2003. https://e-reports-ext.llnl.gov/pdf/243505.pdf. 11. Crain E. R., Eng P. Crain’s Petrophysical Handbook. 2000. http://www.spec2000.net/17-specshoil.htm. 12. Crane F. What Do the Oil Shale Plays Really Mean? Energyocm, on-line issue. April 2012. http://energyocm.wordpress.com/2012/04/20/what-do-the-shale-plays-really-mean/. 13. Denney D. Evaluating Production-Log Data from Horizontal Organic-Shale Wells. Journal of Petroleum Technology. March, 2012. 14. Denning D. Oil Shale Reserves. The Daily Reckoning. On-line issue, 2012. http://dailyreckoning.com/oil-shale-reserves/. 15. Dyni J. R. Geology and Resources of Some World Oil Shale Deposits. U.S. Geology Survey. Scientific Investigations Report 2005–5294. June 2006. http://pubs.usgs.gov/sir/2005/5294/pdf/sir5294_508.pdf. 16. Gale B. et al. NPC North American Resource Development Study. Paper № 2–27. North American Oil and Gas Play Types. September 2011. On-line issue. http://www.npc.org/Prudent_Development-Topic_Papers/2-27_NA_Oil_and_Gas_Play_Types_Paper.pdf. 17. Grau J. A., Herron M. M., Herron S. L., Kleinberg R., Machlus M., Burnham A., Allix P. Organic Carbon Content of the Green River Oil Shale from Nuclear Spectroscopy Logs. Presented at the 30th Oil Shale Symposium, Colorado, October 18–22, 2010. 18. Gue E. The Difference between Oil Shale and Shale Oil. The Energy Report. On-line issue. November 2010. http://www.theenergyreport.com/pub/na/7813. 19. Gue E. The Difference between Oil Shale and Shale Oil. Seeking Alpha. On-line issue, 2009. http://seekingalpha.com/175771-the-difference-between-oil-shale-and-shale-oil. 20. Gue E. Oil Shale, Shale Oil, and 6 Ways to Play the Difference. Seeking Alpha. On-line issue, November 2010. http://seekingalpha.com/article/235257-oil-shale-shale-oil-and-6-ways-to-play-the-difference. 21. Hamilton J. Shale Oil and Tight Oil. Econbrowser. On-line issue, July 11, 2012. http://wwweconbrowser.com/archieves/2012/07/sgale_oil_and_ t.html. 22. Heddleston D. SPE 120591. Horizontal Well Production Logging Deployment and Measurement Techniques for US Land Shale Hydrocarbon Plays. SPE Production and Operations Symposium. Oklahoma, USA, 4–8 April, 2009. 23. Herron M. M. et al. Total Organic Carbon and Formation Evaluation with Wireline Logs in the Green River Oil Shale. SPE 147184, SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado, 30 October – 2 November, 2011. 24. Johnson R. C., Tracy J., Brownfield M. E. Assessment of In-Place Oil Shale Resources of the Green River Formation, Great Green River Basin in Wyoming, Colorado, and Utah. U.S. Geology Survey Fact Sheet 2011–3063. www.usgs.gov/fs/2011/3063/pdf/FS11-3063.pdf. 25. Kleinberg R. et al. Oil Shale Formation Evaluation by Well Logs and Core Measurements. Schlumberger on-line brochure. www.costar-mines.org/oss/30/presentation/Presentation_09-4-Kleinberg_Robert.pdf, 2009. 26. Likvern R. Is Shale Oil Production from Bakken Headed for a Run with “The Red Queen”? Oil Drum, on-line issue, September 25, 2012. File:///D:/My%20Documents/Shale%20oil/9506.htm. 27. Musharfi N., Almarzooq A., Eid M., Quirein J, Witkovsky J., Buller D., Rouk M., Truax J., Praznik G. Combining Wireline Geochemical, NMR, and Dielectric Data for Formation Evaluation and Characterization of Shale Reservoirs. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper J. 28. Maugeri L. Oil: the Next Revolution, the Unprecedented Upsurge of Oil Production and What it Means for the World. Discussion Paper № 2012-10. Geopolitics of Energy Project. On-line issue, June 2012. http://belfercenter.ksg.harvard.edu/publication/22144/oil.html. 29. Muerer W. P. et al. ExxonMobil’s Electrofrac Process and Parametric Controls on the Composition of Oil Generated by In Situ Pyrolysis of Oil Shale. www.ceri-miners.org/documents/28thsymposium/presentations08/PRESS_3-1_meurer-William.pdf. 30. Neville T. Shale Reservoirs: Effective Evaluation for Optimal Completion. Schlumberger on-line issue. August, 2012. https://www.fesaus.org/webcast/2012/08/TNeville/1208_TNeville_FESAus_Presentation.pdf. 31. Oil Shale & Tar Sands Programmatic EIS. About Oil Shale. On-line issue, 2012. http://ostseis.anl.gov/guide/oilshale/index.cfm. 32. Pan Y., Chen C., Yang Sh., Ma G. Development of Radio Frequency Heating Technology for Shale Oil Extraction. Open Journal of Applied Sciences (China). 2012. V. 2. P. 66–69. 33. Pedersen P. K., Clarkson C. Categorization of Unconventional Tight Light Oil Plays of the Western Canada Sedimentary Basin. Department of Science, University of Calgary. 2012. 34. Quirein J., Murphy E., Praznik G., Witkovsky J., Shannon S., Buller Dan. A Comparison of Core and Well Log Data to Evaluate Porosity, TOC, and Hydrocarbon Volume in the Eagle Ford Shale. SPE 159904, SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Taxes, 8–10 October, 2012. 35. Radtke R. J. et al. Schlumberger. A New Capture and Inelastic Spectroscopy Tool Takes Geochemical Logging to the Next Level. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper AAA. 36. Ramakrishna S., Merkel D., Balliet R. Mineralogy, Porosity, and Fluid Property Determination of Oil Reservoirs of the Green River Formation in Unita Basin. SPWLA 53th Annual Symposium. June 15–20, 2012. Paper K. 37. Ramakrishna S., Balliet R., Miller D., Sarvotham S., Merkel D. Formation Evaluation in the Bakken Complex Using Laboratory Core Data and Advanced Logging Technologies. SPWLA 51st Annual Symposium. June 19–23, 2010. Paper DDDD. 38. Raytheon. Radio Frequency/Critical Fluid Oil Extraction Technology. On-line issue, 2006. http://www.raytheon.com/businesses/rids/products/rtnwcm/groups/public/documents/content/rtn_bus_ids_prod_rfcf_pdf.pdf. 39. Rembrandt K. Shale Oil: the Latest Insights. Energy Bulletin, on-line issue. October 2012. http://www.energybulletin.net/stories/2012-10-26/shale-oil-the-latest-insights.html. 40. Seleznev N. V., Klejberg R. L., Herron M. M., Machlus M., Pomerantz A. E., Reeder S. L., Burnham A. K., Day R. L., Allix P. C. Application of Dielectric Dispersion Logging to Oil Shale Reservoirs. SRWLA 52nd Annual Logging Symposium. May 14–18, 2011. Paper G. 41. Schlumberger. Case Study: Advanced Logging Technology Reveals the Most Productive Zones in Woodford Shale Wells. On-line issue, Jan. 2013. http://www.slb.com/resources/case_studies/technical_challenges/unconventional_gas/shale_gas/advanced_logging_woodford_shale.aspx. 42. Schlumberger. Mississippian Shale Seismic Reservoir Characterization Improves Gas Production. On-line issue, 2010. http://www.slb.com/~/media/Files/industry_challenges/unconventional_gas/case_studies/seismic_characterization_mississippian_shale. 43. Schlumberger. LithoScanner Accurate TOC Determination for Unconventional Reservoirs. On-line issue, 2012. http://www.slb.com/~/media/Files/evaluation/case_studies/lithoscanner_standalone_cs.pdf. 44. Schlumberger. NeoScope LWD Service Delivers High-Quality Formation Evaluation Data for Apache. On-line issue. http://www.slb.com/~/media/Files/drilling/case_studies/neoscope_apache_egypt_cs.pdf. 45. Skelt C. Petrophysical Analysis of the Green River Formation, Southwestern Colorado – a Case Study in Oil Shale Formation Evaluation. SRWLA 51st Annual Logging Symposium. June 19–23, 2010. Paper EEEE. 46. Snow R. H. In-Situ Thermal Upgrading of Bitumen aнd Shale Oil by RF Electrical Heating. SPE 150694, SPE Heavy Oil Conference and Exhibition, 124 December, Kuwait. 2011. 47. Symington W. A., Olgaard D. L., Otten G. A., Phillips T. C., Thomas M. M., Yeakel J. D. ExxonMobil’s Electrofrac™ Process for In Situ Oil Shale Conversion. AAPG Annual Convention & Exhibition, San Antonio, Texas, April 21, 2008. http://www.searchanddiscovery.com/documents/2008/08131symington/ndx_symington.pdf. 48. Symington W. A. et al. Field Testing of ElectrofracTM Process Elements at ExxonMobil’s Colony Mine. 29th Oil Shale Symposium, October 19–23, 2009. http://www.ceri-mines.org/documents/29thsymposium/papers09/Paper_03-4_Symington-Bill.pdf. 49. Tonner D., Hughes S., Dix M. Welsite Geochemistry – New Analytical Tool Used to Evaluate Unconventional Reservoirs to Assist in Well Construction and Smart Completion. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. June 16–20, 2012. Paper H. 50. U.S. Department of Energy. Review of Emerging Resources: U.S. Shale Gas and Shale Oil Plays. On-line issue, July 2011. ftp://ftp.eia.doe.gov/natgas/usshaleplays.pdf. 51. US Shale Oil Special Report. ARGUS. On-line issue, 2012. www.argusmedia.com. http://www.argusmedia.com/Petroleum/Crude/~/media/Files/PDFs/Mkting/Argus%20US%20Shale%20Oil%20Special%20Report.ashx. 52. Warlick D. 7 Shale Plays Currently Driving US Drilling and Development. Oil & Gas Financial Journal. August, 2012. http://www.ogfj.com/articles/print/volume-9/issue-8/features/7-shale-plays-currently-driving.html. 53. Weisenthal J. Analyst Makes Bombshell Prediction of $50 Oil, and More Production than We Could Possibly Know What to Do with. Business Insider. On-line Issue. Dec. 1, 2012. http://www.businessinsider.com/how-surging-shale-production-could-bring-oil-prices-down-to-50-per-barrel-2012-12.

БНЕ_Vt: Конечно, варьируя распределением можно подогнать результаты для кубической решетки к результатам для решеток с другим координационным числом или для случайной Но что это и кому доказывает Даже пороги перколяции у решеток с разным координационным числом должны отличаться

БНЕ_Vt: Вышел новый выпуск НТВ "Каротажник" №231 04.09.2013 00:00 09_231_b Производственный опыт А. А. Ключников, И. Е. Мaрьин, М. В. Семухин, О. Н. Бaнтюков, М. Б. Шинкaрев. Производственный опыт контроля полноты и качества геолого-геофизической и геолого-промысловой информации в компании ТНК-BP..................................................... 3 В. В. Турышев. Проблемы определения глинистости нефтегазонасыщенных горных пород методом естественной радиоактивности (на примере месторождений Западной Сибири)................................................. 23 Д. Б. Родивилов, П. Н. Кокaрев, Т. А. Шaй, Т. Н. Сидоровa. Изучение влияния пластовых вод низкой минерализации на геофизические и петрофизические характеристики терригенных пород..... 50 Х. Б. Нгуен, В. И. Исaев. Продуктивность магматических коллекторов месторождения Белый Тигр.........64 Результаты исследований и работ ученых и конструкторов Д. И. Юрков, Е. П. Боголюбов, В. В. Миллер, С. И. Копылов, Г. Г. Яценко, Ф. Х. Еникеевa, Л. А. Мaгaдовa, З. Р. Дaвлетов, В. Ю. Солохин, А. Ф. Шaймaрдaнов. Аппаратурно-методический комплекс нового поколения многопараметрического радиоактивного каротажа как инструмент для решения задач повышения эффективности кислотных обработок скважин........................................ 77 В. А. Зыков. Реалии, перспективы и проблемы развития техноэкогеофизики ..........88 Р. Д. Ахметсaфин. Цифровая фильтрация акустических массивов волнового каротажа ..............110 К. М. Керимов, А. Л. Мaмедов, П. Е. Зaболестaни, С. Н. Дaнешвaр. Некоторые особенности изменения значений удельного электрического сопротивления глинистых пород в интервалах разреза 1000–8000 м Южно-Каспийской мегавпадины ...............116 В. И. Ивaнников, В. В. Николaев. Акустическая обработка нефтяных и газовых пластов в скважинах .....................122 Наши поздравления Юбилей Олега Леонидовича Кузнецова............................................................. 137 Из биографии нашего каротажа Памяти Бориса Юрьевича Козловского, известного геофизика, князя, представителя рода А. С. Пушкина ....................144 Объявления XVIII Научно-практическая конференция “Новые возможности, техника и технологии геофизических исследований скважин”................................... 150 Сведения об авторах............................................. 151 Abstracts............................... 163 АННОТАЦИИ А. А. Ключников, И. Е. Мaрьин, М. В. Семухин, О. Н. Бaнтюков, М. Б. Шинкaрев ООО “ТННЦ” ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ОПЫТ КОНТРОЛЯ ПОЛНОТЫ И КАЧЕСТВА ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ И ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ В КОМПАНИИ ТНК-BP Приведен обзор механизмов по управлению данными с практическими примерами контроля полноты и качества информации, которые являются результатом наработок сотрудников Тюменского нефтяного научного центра. Ключевые слова: геология, геофизика, скважина, каротаж, информация, управление данными, критерий качества, проверка, проект, база данных. Литература 1. Рекомендации по межгосударственной стандартизации, государственная система обеспечения единства измерений, документы на методики поверки средств измерений. http://www.opengost.ru/iso/17_gosty_iso/17020_gost_iso/6511-rmg-51-2002-gsi.-dokumenty-na-metodiki-poverki-sredstv-izmereniy.-osnovnye-polozheniya.html. 2. Официальный сайт CWLS http://cwls.org/las_info.php. В. В. Турышев Кубaнский госудaрственный университет ПРОБЛЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЛИНИСТОСТИ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОДОМ ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ) Рассмотрены особенности определения весовой и объемной глинистости полиминеральных пород-коллекторов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции методом интегральной и спектрометрической гаммаметрии. Показано, что эффективность количественной оценки содержания пелитовой фракции находится в зависимости от минерального состава скелета и глинистого цемента пород, особенностей распределения естественных радиоактивных элементов по литологическим типам пород и весовым фракциям. Найдены прямые корреляционные взаимосвязи показаний гамма-метода с глинистостью юрских пород основных нефтегазоносных районов Широтного Приобья. Установлено, что средний вклад изотопа калия в естественную радиоактивность песчаников мелового возраста сопоставим с указанной величиной для юрских пород Западной Сибири и Амударьинского нефтегазоносного бассейна. Ключевые слова: порода-коллектор, глинистость, гамма-метод, образцы горных пород, естественные радиоактивные элементы, каолинит, хлорит, гидрослюда. Литература 1. Волков Е. Н., Турышев В. В., Хабаров В. В. Естественная радиоактивность отложений тюменской свиты Красноленинского и Сургутского сводов // Научно-технический прогресс при поисках и освоении нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. 1984. Вып. 63. С. 6–9. 2. Гамма-спектрометрическая характеристика пород продуктивных отложений Среднего Приобья / Л. П. Зуев, В. С. Кудрявцев, В. Г. Мамяшев и др. // Экспресс-информ. ВИЭМС. 1979. С. 1–17. 3. Готтих Р. П. Радиоактивные элементы в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1980. 251 с. 4. Дорогиницкая Л. М., Еникеев Б. Н. и др. Актуальные вопросы петрофизики сложнопостроенных коллекторов / Под ред. д. г.-м. н. И. Г. Шнурмана. Краснодар: Просвещение – Юг, 2010. 306 с. 5. Дудаев С. А. Информативность гамма-спектрометрии скважин при изучении глинистых коллекторов Предкавказья // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 7 (205). С. 84–101. 6. Ларионов В. В. Оценка пористости коллекторов и их глинистости по данным радиометрии скважин // Геофизические и гидродинамические исследования пластов и скважин: Тр. ВНИИ, 1960. Вып. 29. С. 218–228. 7. Ларионов В. В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969. 328 с. 8. Матчинова Г. П. Результаты применения спектрометрии естественного гамма-излучения для оценки глинистости пород на нефтегазовых месторождениях // Разведочная геофизика: Сб. науч. тр. 1984. Вып. 98. С. 100–106. 9. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин, 1990. 251 с. 10. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов / Я. Н. Абдухаликов, И. В. Головацкая, А. В. Ручкин и др. Калинин: ВНИГИК, 1986. 111 с. 11. Муравенкова М. Г., Белоус О. И. Литолого-петрофизическая характеристика пород ачимовской толщи Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения и ее связь с коллекторскими свойствами // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. Екатеринбург, 2001. С. 136–142. 12. Нелепченко О. М., Ахияров В. Х., Басин Я. Н. Оптимальные комплексы геофизических исследований нефтяных и газовых скважин Западной Сибири. М.: Недра, 1976. 132 с. 13. Оценка глинистости коллекторов методом гамма-спектрометрии естественной радиоактивности / П. Н. Гуров, Д. В. Гусаров, Е. В. Карус и др. // Геология нефти и газа. 1979. № 4. С. 53–59. 14. Роженас С. М., Мамяшев В. Г., Никанорова Т. Ф. Петрофизическое обоснование литологического расчленения отложений тюменской свиты Сургутского свода по данным гамма-метода // Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири: Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1984. С. 34–40. 15. Сериков Ю. И. Естественная радиоактивность мезозойских отложений Терско-Кумской равнины // Промысловая геофизика: Тр. МИНХиГП. М.: Гостоптехиздат, 1963. Вып. 41. С. 21–33. 16. Сериков Ю. И. Радиоактивность глинистых пород // Промысловая геофизика: Тр. МИНХиГП. М.: Гостоптехиздат, 1963. Вып. 41. С. 34–46. 17. Сребродольский Д. М., Матчинова Г. П. Связь естественной радиоактивности с глинистостью горных пород // Нефтегазовая геология и геофизика. 1977. № 9. С. 32–35. 18. Фертл В. Х. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1983. № 3–6, 8, 10, 11. 19. Хабаров В. В., Кузнецов Г. С., Турышев В. В. Ядерно-физические исследования керна терригенных пород месторождений углеводородов Западной Сибири // Геоинформатика. 1998. № 1. С. 43–52. 20. Шнурман И. Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. Краснодар: Просвещение – Юг, 2003. 397 с. 21. Fertl W. H., Chilingarian G. V., Yen T. F. Use of Natural Gamma-Ray Spectral Logging in Evaluation of Clay Minerals // Energy Sources. 1982. V. 6. № 4. P. 335–360. Д. Б. Родивилов Тюменский ГНГУ П. Н. Кокaрев ИТЦ ООО “Гaзпром геологорaзведкa” Т. А. Шaй, Т. Н. Сидоровa ООО “ТюменНИИгипрогaз” ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД НИЗКОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ НА ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД Рассмотрены физико-химические особенности низкоминерализованных вод неокома Заполярного месторождения. Представлены результаты экспериментальных исследований удельного электрического сопротивления (УЭС) полностью и частично водонасыщенных образцов керна, насыщенных полиионными моделями пластовых вод с ионным составом, близким к реальным пробам. Особенностью данных моделей вод являются значительное содержание аниона НСО3 и низкая общая минерализация. Приведены результаты использования традиционного раствора соли NaCl и полиионных моделей пластовых вод. Ключевые слова: горные породы, образцы, пластовые воды, низкая минерализация, полиионная модель. Литература 1. Боркун Ф. Я. Влияние геохимических особенностей пластовых вод на характер физических полей в нефтегазовых скважинах: Тезисы доклада на Всероссийской научной конференции “Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна”. Тюмень, 2000. Ч. 4. С. 5–6. 2. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. М.–Тверь, 2003. 3. Сидоренко А. В. Гидрогеология СССР. М.: Недра, 1970. Том XVI. 4. Справочник по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. С. 679. 5. Шалагин В. П., Гавриловская Ф. М., Петров В. П. Проблемы построения петрофизической модели Заполярного месторождения: Тезисы доклада на научной конференции “Петрофизика XXI – сбор и интеграция данных керна, ГИС и разработки нефтегазовых месторождений. Традиции и инновации”. SPE. Тюмень, 2010. 6. Cartwright J. A. Episodic Basin-Wide Fluid Expulsion from Geopressured Shale Sequences in the North Sea Basin // Geology. 1994. Р. 447–450. 7. Gong Zaisheng, Li Sitian (eds.). Continental Margin Basin Analysis and Hydrocarbon Accumulation of the Northern South China Sea (in Chinese). Beijing: Science Press, 1997. Р. 193–256. 8. Law B. E., Spencer C. W. Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments, in Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments. AAPG Memoir 70. 1998. Р. 1–11. 9. Xie Xinong, Li Sitian, Dong Weiliang. Overpressure Development and Hydrofracturing in the Yinggehai Basin, South China Sea // Journal of Petroleum Geology. 1999. Р. 437–454. Х. Б. Нгуен, В. И. Исaев Томский политехнический университет ПРОДУКТИВНОСТЬ МАГМАТИЧЕСКИХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР Приведены результаты интерпретации данных методов ГИС (акустический, гамма-гамма, нейтрон-нейтронный и спектральный гамма-каротажи, электрический и акустический сканеры FMI/DSI) относительно пористости и трещиноватости коллекторов нефти кристаллического фундамента месторождения Белый Тигр (Центральный свод). Целевыми параметрами изучения являлись пористость и проницаемость. Ключевые слова: углеводороды, месторождение Белый Тигр, коллекторы нефти, проницаемость. Литература 1. Серебренникова О. В., Ву В. Х., Савиных Ю. В., Красноярова Н. А. Генезис нефтей месторождения Белый Тигр (Вьетнам) по данным о составе насыщенных ациклических углеводородов // Известия Томского политехнического университета. 2012. Т. 320. № 1. С. 134–137. 2. Тимурзиев А. И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора // Геофизика. 2008. № 3. С. 41–60. 3. Тухтаев Р. И., Свихнушин Н. М., Сынгаевский А. Е., Шмыгля К. О. Применение микроэлектрических имиджеров и сканеров при изучении сложных коллекторов и решении некоторых нефтепромысловых задач // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 99. С. 10–37. 4. Son P. X., Quy H. V., Nhan D. D. Basroc 3.0 – a Special Software for Processing Wireline Log in Fractured Basement // Fractured Basement Reservoir. Ha Noi: Science and Technics Publishing House, 2006. P. 459–467. Д. И. Юрков, Е. П. Боголюбов, В. В. Миллер, С. И. Копылов ФГУП “ВНИИА” им. Н. Л. Духовa Г. Г. Яценко, Ф. Х. Еникеевa ОАО НПЦ “Тверьгеофизикa” Л. А. Мaгaдовa, З. Р. Дaвлетов НОЦ “Промысловaя химия” РГУ нефти и гaзa имени И. М. Губкинa В. Ю. Солохин, А. Ф. Шaймaрдaнов ЗАО “НТЦ ГеотехноКИН” АППАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКОГО РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА КАК ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК СКВАЖИН Широкомасштабные исследования с применением аппаратурно-программных комплексов ядерно-физических методов (ЯФМ) ГИС нового поколения на длительно разрабатываемых месторождениях позволяют создать современную информационную основу для подбора кислотной композиции в широком диапазоне геолого-геофизических параметров коллектора, что дает возможность повысить эффективность кислотной обработки на конкретном объекте воздействия. Ключевые слова: скважина, коллектор, геолого-геофизические свойства, комплекс ядерно-физических методов ГИС, кислотные композиции, обработка призабойной зоны. Литература 1. Боголюбов Е. П., Миллер В. В., Кадисов Е. М. и др. Аппаратурно-программные комплексы нового поколения для многопараметрического радиоактивного каротажа (МПРК): Сборник статей. Издательство “Открытые системы”, 2012. 2. Гайворонский И. Н., Леоненко Г. Н., Замахаев В. С. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М.: ЗАО “Геоинформмарк”, 2000. 3. Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенных пород-коллекторов в обсаженных скважинах”, согласованные с ГКЗ МПР России. М.–Тверь, 2006. 4. Хисметов Т. В., Бернштейн А. М.. Солохин В. Ю. Решение промысловых задач с использованием данных ядерно-физических методов исследований скважин // Материалы III Международного научного симпозиума “Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов”. М.: ОАО “ВНИИнефть”, 2011. 5. Хисметов Т. В., Магадова Л. А., Бернштейн А. М. и др. Подбор кислотных композиций для обработок призабойных зон по данным ЯФМ ГИС о вещественном составе пород-коллекторов: Сборник статей. Издательство “Открытые системы”, 2012. 6. Шлыков В. Г. Рентгеновские исследования грунтов. М.: Издательство МГУ, 1991. В. А. Зыков Ухтинский госудaрственный технический университет РЕАЛИИ, ПЕРСПЕКТИВЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЭКОГЕОФИЗИКИ В рамках системно-методологического обоснования техноэкогеофизики и выяснения путей развития методов и технологий управляемого воздействия на геообъекты (нефтяной пласт) геофизическими полями с целью обеспечения эффективного извлечения из недр полезных ископаемых выделено десять проблемных аспектов (и несколько подаспектов) их перспективного развития. Дана развернутая характеристика сущности и содержания этих аспектов. На современном, феноменологическом этапе развития техноэкогеофизики наиболее важным представляется общеметодологический аспект. Рассмотрены условия и компоненты формирования обобщенной геоинформационно-преобразующей модели прикладной геофизики на базе классической разведочной геофизики и техноэкогеофизики. Ключевые слова: классическая (разведочная) геофизика, геоинформационная модель, техноэкогеофизика, преобразующая модель, проблемные аспекты, геоинформационно-преобразующая (обобщенная) модель, прикладная геофизика. Литература 1. Арутюнов С. Л., Графов Б. М., Сиротинский Ю. В. АНЧАР – уникальная технология прямого поиска нефтегазовых месторождений // Геоинформатика. 1998. № 3. С. 12–15. 2. Вахитов Г. Г., Симкин Э. М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. М.: Недра, 1985. 231 с. 3. Вопросы нелинейной геофизики. М.: ВНИИЯГГ, 1981. 188 с. 4. Дмитриевский А. Н. Перспективы создания новых технологий поиска и освоения углеводородов // VNIGRI/AAPG Regional International Conference. Exploration and Production Operations in Difficult and Sensitive Areas. СПб., 2001. С. О2–2. 5. Дрягин В. В. Исследование геоакустической эмиссии в сочетании с акустическим воздействием // III Конгресс нефтегазопромышленников России. Научный симпозиум “Новые технологии в геофизике”. Уфа, 2001. С. 97–99. 6. Дыбленко В. П., Камалов Р. Н., Шарифуллин Р. Я. и др. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия. М.: Недра, 2000. 381 с. 7. Зыков В. А. О состоянии и перспективах развития техноэкогеофизики // Гео-информатика. 2002. № 3. С. 20–26. 8. Зыков В. А. Становление парадигмы и методологии техноэкогеофизики // Изв. вузов. Геология и разведка. 2003. № 4. С. 64–69. 9. Зыков В. А. Активный геофизический мониторинг и области его применения // Нефтегазовое дело. 2004. Т. 2. С. 25–28. 10. Зыков В. А. Техноэкогеофизика. Содержание, методология, история развития // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2013. № 5 (227). С. 114–133. 11. Кобрунов А. И. Информационная модель геофизических исследований // Геофизика. 1997. № 3. С. 18–26. 12. Кузнецов О. Л., Ефимова С. А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. М.: Недра, 1983. 192 с. 13. Кузнецов О. Л., Симкин Э. М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990. 269 с. 14. Кузнецов О. Л., Симкин Э. М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пласты. М.: Мир, 2001. 260 с. 15. Потапов О. А., Лизун С. А., Кондрат В. Ф. и др. Основы сейсмоэлектроразведки. М.: Недра, 1995. 268 с. 16. Проблемы нелинейной сейсмики. М.: Наука, 1987. 288 с. 17. Садовский М. А. Естественная кусковатость горной породы // ДАН СССР. 1979. Т. 274. № 4. С. 829–831. 18. Симонов Б. Ф., Опарин В. Н., Канискин Н. А. и др. Вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты с земной поверхности // Нефтяное хозяйство. 2000. № 5. С. 41–46. 19. Техноэкогеофизика – новые технологии извлечения минерально-сырьевых ресурсов в XXI веке // Материалы I Всероссийской геофизической конференции-ярмарки. Ухта: УГТУ, 2002. 256 с. Р. Д. Ахметсaфин ООО “Газпром георесурс” ЦИФРОВАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ АКУСТИЧЕСКИХ МАССИВОВ ВОЛНОВОГО КАРОТАЖА Рассмотрена реализация цифрового фильтра на основе преобразования Радона для акустических массивов многоэлементного волнового каротажа. В качестве параметра фильтра задается диапазон интервального времени (slowness). Фильтрация может применяться как для подавления паразитных волн (по обсадной колонне, по корпусу прибора), так и для выделения полезных волн (продольной, поперечной, Лэмба–Стоунли) за счет различия их скоростей. Приведен MATLAB-скрипт фильтра. Ключевые слова: многоэлементный волновой акустический каротаж, цифровая фильтрация волн, преобразование Радона. Литература 1. Ахметсафин Р. Д., Дубинский В., Паттерсон Д. Метод разделения волн волнового акустического каротажа с помощью преобразований Радона и Гильберта // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 11 (164). С. 82–96. 2. Ахметсафин Р. Д. О возможности многоэлементного акустического каротажа для подавления эффекта “звенящей” волны // Геофизика. 2009. № 1. С. 44–47. 3. Ахметсафин Р. Д., Дубинский В., Паттерсон Д., Ли Ч. Использование преобразования Радона для эффективного разделения волновых составляющих по скоростям при акустическом каротаже на кабеле и в процессе бурения // International Conference and Exhibition. EAGE, 2009. 4. Аxметcафин P. Д., Дубинcкий В., Паттеpcон Д. Метод Гильберт-сэмбланс. Обработка данных акустического каротажа // Геология и геофизика. 2008. Т. 49 (9). С. 919–925. 5. Белоконь Д. В., Козяр Н. В., Смирнов Н. А. Акустические исследования нефтегазовых скважин через обсадную колонну // НТВ “Каротажник”. Тверь: ГЕРС. 1996. Вып. 29. С. 8–30. 6. Карус Е. В., Кузнецов О. Л. Акустический каротаж обсаженных скважин // Изв. АН СССР. Сер. Физика Земли. 1975. № 4. С. 22–34. 7. Кашуба Г. А., Стельмах В. Г. Возможности аппаратурно-методического комплекса многозондового волнового акустического каротажа АМАК-2 при решении геологических задач в нефтяных и газовых скважинах // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 5 (170). С. 30–41. 8. Марков М. Г. К теории акустического мультипольного каротажа обсаженных скважин // Материалы SPWLA (8–11 сентября 1998). 9. Deans S. R. The Radon Transform and Some of its Applications. Dover Publications, Inc., 2007. 295 p. 10. Houston L. M. A Comparison of Velocity- and Wavelet-Based Tube-Wave Suppression Methods // J. Geophys. Eng. 2 (2005). P. 75–79. 11. Tang X., Patterson D. Analyzing and Processing Acoustic Logging Data for Poorly Bonded Cased Boreholes (Expanded Abstract): Society of Petrophysicists and Well Log Analysts (SPWLA). 46th Ann. Logging Symposium, New Orleans, LA, June 2005. P. 26–29. 12. Tau-p Filters for Removal of Noise from Seismic Data. US Patent 7366054. 13. Stoffa P. L. Tau-p, a Plane Wave Approach to the Analysis of Seismic Data: A Plane Wave Approach to the Analysis of Seismic Data. Spring, 1989. P. 178. 14. Valero H., Skelton O., Almeida M. Processing of Monopole Sonic Waveforms through Cased Hole. 73rd Ann. Internat. Mtg.: Soc. of Expl. Geophys. 2003. P. 285–288. К. М. Керимов, А. Л. Мaмедов, П. Е. Зaболестaни, С. Н. Дaнешвaр Бaкинский госудaрственный университет НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ЗНАЧЕНИЙ УДЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В ИНТЕРВАЛАХ РАЗРЕЗА 1000–8000 М ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ Рассмотрены особенности изменения коэффициента пористости (kп) песчано-глинистых пород в интервалах 1000–8000 м. Здесь же отмечены некоторые аспекты изменения удельного электрического сопротивления (УЭС) глинистых пород с глубиной (ρп.глин). Ключевые слова: Южно-Каспийская мегавпадина, скважина, электрокаротаж, поровое давление, глины. Литература 1. Керимов К. М. Большая нефть Азербайджана (проблемы и суждения). Изд. Баку “СВС”, 2008. 2. Керимов К. М. Глубинное строение и нефтегазоносность депрессионных зон Азербайджана и Южного Каспия. Баку, 2009. 437 с. 3. Kərimov K. M. Azərbaycanın neft – qaz potensialı // Oil and gas potential of Azerbaijan. Bakı “Oğuz - Eli”, 2012. 872 p. В. И. Ивaнников, В. В. Николaев ЗАО “Инжиниринговaя компaния “Рус-ИННО” Технологии и инновaции” АКУСТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ПЛАСТОВ В СКВАЖИНАХ Рассмотрены эффекты воздействия акустических колебаний на флюидную систему пористых и проницаемых пород-коллекторов нефти и газа в скважинах, с помощью которых эксплуатируются нефтяные залежи. Выделяются два основных эффекта: деструкция пограничной пленки воды в капиллярной структуре матрицы породы (“водяной склероз”) и “насосное” действие продольных акустических волн за счет пульсаций присутствующей в порах газовой фазы. Показана перспектива использования акустического воздействия при освоении газогидратных залежей. Ключевые слова: углеводороды, пласты, коллекторы, скважины, эффекты, акустическая обработка. Литература 1. Абрашкин А. А. и др. О возможном механизме акустического воздействия на частично насыщенные пористые среды // Акустический журнал. 2005. Т. 51. С. 19–30. 2. Ганиев Р. Ф., Украинский Л. Е., Андреев В. Е., Котенев Ю. А. Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности. СПб.: Изд. “Недра”, 2008. 3. Ганиев Р. Ф., Украинский Л. Е. Нелинейная волновая механика и технологии. Волновые и колебательные явления в основе высоких технологий. Издание 2-е доп. М.: Научно-изд. центр “Регулярная и хаотическая динамика”, 2011. С. 780. 4. Гиматудинов Ш. К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Изд. “Недра”, 1970. 120 с. 5. Губайдуллин А. А. Волновые воздействия при вытеснении углеводородов в пористых средах. Проблемы и достижения прикладной математики и механики // Сб. научн. тр. к 70-летию акад. В. М. Фомина. Новосибирск: Изд. “Нонпарель”, 2010. С. 35–49. 6. Кузнецов О. Л., Чиркин И. А., Курьянов Ю. А. и др. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред. Т. 1. Теоретические модели сейсмоакустики поровотрещиноватых упругих сред. 2002. 202 с.; Т. 2. Экспериментальные исследования. 2004. 320 с.; Т. 3. Новые технологии и решение прикладных задач. 2007. 434 с. М.: Центр информационных технологий в природопользовании. 7. Максимов Г. А., Радченко А. В. Моделирование интенсификации нефтедобычи при акустическом воздействии на пласт из скважины // Акустический журнал. 2005. Т. 51. С. 118–131. 8. Парначев С. В., Глотов А. В. Определение остаточной водонасыщенности терригенных коллекторов по материалам термогравиметрии // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 7. С. 52–60. 9. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма 25–26 ноября 1997 г. Казань: Новое Знание, 1998. 360 с. 10. Румынская И. А. Основы гидроакустики. Л.: Изд. “Судостроение”, 1979. 213 с. 11. Эльпинер И. Е. Ультразвук. М.: Гос. изд. физ-мат. лит-ры, 1963. 420 с. 12. Lopuchov G. P., Nikolaevsky V. N. The Role of Acoustic Emission at Vibroseismic Stimulation of Water Flooded Oil Reservoirs. Proccedings the 8-th European IOR Symposium. Vienna, Austria, May 15–17, 1995. V. 2. P. 414–420. 13. Muecke T. W. Formation Fines and Factors Controlling their Movement in Porous Media. J. Pet. Tech. April 1979. 144–50.

БНЕ_Vt: В. В. Турышев Кубaнский госудaрственный университет ПРОБЛЕМЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЛИНИСТОСТИ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОДОМ ЕСТЕСТВЕННОЙ РАДИОАКТИВНОСТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ) Рассмотрены особенности определения весовой и объемной глинистости полиминеральных пород-коллекторов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции методом интегральной и спектрометрической гаммаметрии. Показано, что эффективность количественной оценки содержания пелитовой фракции находится в зависимости от минерального состава скелета и глинистого цемента пород, особенностей распределения естественных радиоактивных элементов по литологическим типам пород и весовым фракциям. Найдены прямые корреляционные взаимосвязи показаний гамма-метода с глинистостью юрских пород основных нефтегазоносных районов Широтного Приобья. Установлено, что средний вклад изотопа калия в естественную радиоактивность песчаников мелового возраста сопоставим с указанной величиной для юрских пород Западной Сибири и Амударьинского нефтегазоносного бассейна. Ключевые слова: порода-коллектор, глинистость, гамма-метод, образцы горных пород, естественные радиоактивные элементы, каолинит, хлорит, гидрослюда. Литература 1. Волков Е. Н., Турышев В. В., Хабаров В. В. Естественная радиоактивность отложений тюменской свиты Красноленинского и Сургутского сводов // Научно-технический прогресс при поисках и освоении нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. 1984. Вып. 63. С. 6–9. 2. Гамма-спектрометрическая характеристика пород продуктивных отложений Среднего Приобья / Л. П. Зуев, В. С. Кудрявцев, В. Г. Мамяшев и др. // Экспресс-информ. ВИЭМС. 1979. С. 1–17. 3. Готтих Р. П. Радиоактивные элементы в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1980. 251 с. 4. Дорогиницкая Л. М., Еникеев Б. Н. и др. Актуальные вопросы петрофизики сложнопостроенных коллекторов / Под ред. д. г.-м. н. И. Г. Шнурмана. Краснодар: Просвещение – Юг, 2010. 306 с. 5. Дудаев С. А. Информативность гамма-спектрометрии скважин при изучении глинистых коллекторов Предкавказья // НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 7 (205). С. 84–101. 6. Ларионов В. В. Оценка пористости коллекторов и их глинистости по данным радиометрии скважин // Геофизические и гидродинамические исследования пластов и скважин: Тр. ВНИИ, 1960. Вып. 29. С. 218–228. 7. Ларионов В. В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969. 328 с. 8. Матчинова Г. П. Результаты применения спектрометрии естественного гамма-излучения для оценки глинистости пород на нефтегазовых месторождениях // Разведочная геофизика: Сб. науч. тр. 1984. Вып. 98. С. 100–106. 9. Методические рекомендации по определению подсчетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализа керна, опробований и испытаний продуктивных пластов. Калинин, 1990. 251 с. 10. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов / Я. Н. Абдухаликов, И. В. Головацкая, А. В. Ручкин и др. Калинин: ВНИГИК, 1986. 111 с. 11. Муравенкова М. Г., Белоус О. И. Литолого-петрофизическая характеристика пород ачимовской толщи Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения и ее связь с коллекторскими свойствами // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. СургутНИПИнефть. Екатеринбург, 2001. С. 136–142. 12. Нелепченко О. М., Ахияров В. Х., Басин Я. Н. Оптимальные комплексы геофизических исследований нефтяных и газовых скважин Западной Сибири. М.: Недра, 1976. 132 с. 13. Оценка глинистости коллекторов методом гамма-спектрометрии естественной радиоактивности / П. Н. Гуров, Д. В. Гусаров, Е. В. Карус и др. // Геология нефти и газа. 1979. № 4. С. 53–59. 14. Роженас С. М., Мамяшев В. Г., Никанорова Т. Ф. Петрофизическое обоснование литологического расчленения отложений тюменской свиты Сургутского свода по данным гамма-метода // Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири: Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1984. С. 34–40. 15. Сериков Ю. И. Естественная радиоактивность мезозойских отложений Терско-Кумской равнины // Промысловая геофизика: Тр. МИНХиГП. М.: Гостоптехиздат, 1963. Вып. 41. С. 21–33. 16. Сериков Ю. И. Радиоактивность глинистых пород // Промысловая геофизика: Тр. МИНХиГП. М.: Гостоптехиздат, 1963. Вып. 41. С. 34–46. 17. Сребродольский Д. М., Матчинова Г. П. Связь естественной радиоактивности с глинистостью горных пород // Нефтегазовая геология и геофизика. 1977. № 9. С. 32–35. 18. Фертл В. Х. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1983. № 3–6, 8, 10, 11. 19. Хабаров В. В., Кузнецов Г. С., Турышев В. В. Ядерно-физические исследования керна терригенных пород месторождений углеводородов Западной Сибири // Геоинформатика. 1998. № 1. С. 43–52. 20. Шнурман И. Г. Изучение терригенных коллекторов Предкавказья по результатам геофизических исследований скважин. Краснодар: Просвещение – Юг, 2003. 397 с. 21. Fertl W. H., Chilingarian G. V., Yen T. F. Use of Natural Gamma-Ray Spectral Logging in Evaluation of Clay Minerals // Energy Sources. 1982. V. 6. № 4. P. 335–360.

БНЕ_Vt: Д. Б. Родивилов Тюменский ГНГУ П. Н. Кокaрев ИТЦ ООО “Гaзпром геологорaзведкa” Т. А. Шaй, Т. Н. Сидоровa ООО “ТюменНИИгипрогaз” ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД НИЗКОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ НА ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ И ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД Рассмотрены физико-химические особенности низкоминерализованных вод неокома Заполярного месторождения. Представлены результаты экспериментальных исследований удельного электрического сопротивления (УЭС) полностью и частично водонасыщенных образцов керна, насыщенных полиионными моделями пластовых вод с ионным составом, близким к реальным пробам. Особенностью данных моделей вод являются значительное содержание аниона НСО3 и низкая общая минерализация. Приведены результаты использования традиционного раствора соли NaCl и полиионных моделей пластовых вод. Ключевые слова: горные породы, образцы, пластовые воды, низкая минерализация, полиионная модель. Литература 1. Боркун Ф. Я. Влияние геохимических особенностей пластовых вод на характер физических полей в нефтегазовых скважинах: Тезисы доклада на Всероссийской научной конференции “Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна”. Тюмень, 2000. Ч. 4. С. 5–6. 2. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. М.–Тверь, 2003. 3. Сидоренко А. В. Гидрогеология СССР. М.: Недра, 1970. Том XVI. 4. Справочник по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. С. 679. 5. Шалагин В. П., Гавриловская Ф. М., Петров В. П. Проблемы построения петрофизической модели Заполярного месторождения: Тезисы доклада на научной конференции “Петрофизика XXI – сбор и интеграция данных керна, ГИС и разработки нефтегазовых месторождений. Традиции и инновации”. SPE. Тюмень, 2010. 6. Cartwright J. A. Episodic Basin-Wide Fluid Expulsion from Geopressured Shale Sequences in the North Sea Basin // Geology. 1994. Р. 447–450. 7. Gong Zaisheng, Li Sitian (eds.). Continental Margin Basin Analysis and Hydrocarbon Accumulation of the Northern South China Sea (in Chinese). Beijing: Science Press, 1997. Р. 193–256. 8. Law B. E., Spencer C. W. Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments, in Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments. AAPG Memoir 70. 1998. Р. 1–11. 9. Xie Xinong, Li Sitian, Dong Weiliang. Overpressure Development and Hydrofracturing in the Yinggehai Basin, South China Sea // Journal of Petroleum Geology. 1999. Р. 437–454.

полная версия страницы