Выпуск 315

Аннотация

А. В. Бубеев
ООО НПО «Октургеофизика»
А. В. Пиденко
ПАО АНК «Башнефть»

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО КАРОТАЖА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕОДНОРОДНЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НИЖНЕГО КАРБОНА БАШКИРИИ

Показано состояние методов определения проницаемости пород. Приведена краткая информация о малогабаритной аппаратуре гидродинамического каротажа (ГДК) и технологии его проведения. Представлены результаты оперативного определения проницаемости терригенных пород, приведено ее сравнение с проницаемостью керна, результатами натурных испытаний, прогнозами.
Ключевые слова: гидродинамический каротаж, проницаемость, керн, испытание пластов.
Литература
1. Бродский П. А., Фионов А. И., Тальнов В. Б. Опробование пластов приборами на кабеле. М.: Недра, 1974.
2. Бубеев А. В., Фионов А. И., Бродский П. А. Гидродинамическое определение насыщенности коллекторов с опробованием на кабеле // Нефтяное хозяйство. 1983. № 10. С. 42–45.
3. Быков Н. Е., Максимов М. И., Фурсов А. Я. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1974. 122 с.
4. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В., Золотарев А. В. Опыт применения гидродинамического каротажа на месторождениях СПД // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 12 (189). С. 63–82.
5. Гладков Е. А. Теоретическая и практическая невозможность построения детальной фильтрационной модели на основе геологической модели // Бурение и нефть. 2009. № 7–8. С. 22–29.
6. Зубик А. О., Шуматбаев К. Д., Привалова О. Р., Аминева Г. Р. Анализ результатов применения типизированных петрофизических моделей коллекторов при оценке геологических запасов нефти месторождений Республики Башкортостан // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2019. Вып. 6 (300). С. 144–159.
7. Ошняков И. О., Хабаров А. В., Митрофанов Д. А., Лознюк О. А. Изучение отложений березовской свиты по данным расширенного комплекса ГИС и керновых исследований на примере Харампурского месторождения // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2019. Вып. 6 (300). С. 103–117.
8. Парубенко И. В., Алексеева Д. И, Акимова О. А., Хабаров А. В. Анализ расширенного комплекса ГИС и исследований керна для выделения сложных низкопроницаемых коллекторов // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2019. Вып. 6 (300). С. 118–133.
9. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа. М.–Тверь, 2003.
10. Фионов А. И., Бубеев А. В., Выгодский Е. М. Определение проницаемости пород в зоне кольматации приборами на кабеле // Нефтяное хозяйство. 1983. № 10.
11. Фионов А. И., Бубеев А. В. Детальность исследований приборами на кабеле при определении проницаемости пластов // Геология нефти и газа. 1980. № 11. С. 59–61.
12. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Оценка проницаемости терригенных пластов-коллекторов по керну, каротажу и промысловым данным // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 12 (189). С. 167–211.

В. А. Велижанин, Н. Г. Лобода
ООО «НПП Энергия»

ВЛИЯНИЕ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ГОРНЫХ ПОРОД НА ИХ ПОРИСТОСТЬ (ПО ДАННЫМ НЕЙТРОННОГО КАРОТАЖА)

Приведены результаты изучения влияния минерального состава скелета горной породы на оценку пористости по данным нейтронного каротажа в зависимости от скважинных условий измерений.
Ключевые слова: нейтронный каротаж, минеральный состав породы, скважинные условия измерений, петрофизическая модель.
Литература
1. Алексеев Ф. А., Гулин Ю. А., Головацкая И. В. и др. Ядерная геофизика при исследовании нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1978. 359 с.
2. Велижанин В. А. Состояние интерпретационно-методического обеспечения аппаратуры компенсированного нейтронного каротажа // Геофизика. 2002. № 5. С. 42–47.
3. Велижанин В. А., Еникеева Ф. Х., Журавлев Б. К. Петрофизическая модель нейтронного каротажа / Автоматизированная обработка данных геофизических и геолого-технологических исследований нефтегазовых скважин и подсчет запасов нефти и газа с применением ЭВМ: Сб. статей. Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1989.
4. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазоносных коллекторов. М.: Недра, 1978.
5. Ларионов В. В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969.
6. Darwin V. Ellis, Julian M. Singer. Well Logging for Earth Scientists. Springer, 2007.

С. В. Добрыдень
ПАО «Сургутнефтегаз»,
Тюменское отделение «СургутНИПИнефть»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ВУЛКАНОГЕННЫХ ПОРОД ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Рассмотрены особенности минерального состава пород вулканогенно-осадочной толщи северо-восточного обрамления Красноленинского свода. Получены петрофизические параметры компонентов пород вулканогенно-осадочной толщи, необходимые для расчета содержаний минералов и коэффициента пористости по системе уравнений, связывающих показания методов геофизических исследований скважин и компонентный состав пород.
Породообразующие минералы представлены кварцем, плагиоклазом и калиевым полевым шпатом, вторичные – хлоритом, смешанослойными образованиями, гидрослюдой, кальцитом, сидеритом. Минеральный состав кислых пород – кварц, натриевый (альбит) и калиевый (ортоклаз) полевой шпат, слюды (мусковит, биотит), темноцветные (оливин, амфибол, пироксен) и акцессорные (апатит, сфен, магнетит) минералы. В составе средних вулканитов присутствуют средние плагиоклазы, темноцветные минералы, кварц; основных – темноцветные минералы (оливин, пироксен, авгит), основной плагиоклаз.
По результатам керновых исследований рассчитаны петрофизические параметры минералов, слагающих породы вулканогенно-осадочной толщи – интервальное время пробега продольной упругой волны, водородный индекс, плотность, естественная радиоактивность. Петрофизические параметры минералов изменяются в зависимости от типа породы.
Результаты определения минерального состава пород могут применяться для петрологического расчленения пород в разрезах скважин и изучения их пространственного распространения, а также при выделении пород-коллекторов.
Ключевые слова: вулканогенные горные породы, определение минерального состава, петрологическое расчленение, выделение коллекторов, геофизические исследования скважин.
Литература
1. Алексеев А. Д. Методические основы построения объемных петрофизических моделей нетрадиционных и сложнопостроенных коллекторов по результатам исследований керна // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2019. № 3. С. 25–34.
2. Геология и нефтенасыщение в породах триаса Рогожниковского ЛУ / Т. А. Коровина, Е. П. Кропотова, Е. А. Романов, С. В. Шадрина // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы Международной академической конференции, г. Тюмень, 11–13 октября 2006 г. Екатеринбург: Печатный дом «Формат», 2006. С. 138–142.
3. Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982. 448 с.
4. Еникеев Б. Н., Кашик А. С., Чукина Л. В., Чуринова И. М. Оценка коллекторских свойств пласта путем настройки и решения систем петрофизических уравнений на ЭВМ // Обзорная информация, сер. Нефтегазовая геология и геофизика. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. Вып. 7 (80).
5. Еникеев Б. Н. Настройка и решение обратной петрофизической задачи на основе использования сочетания параметрических и непараметрических взаимосвязей. [Эл. ресурс]. 2003. URL: http://petrogloss.narod.ru/Enikeev1_SEG2003.htm.
6. Калмыков Г. А., Коротков К. В., Ревва М. Ю., Теленков В. М. Применение комплекса радиоактивных методов исследований скважин для оценки емкостных свойств терригенных коллекторов Западной Сибири (на примере пласта ПК19) // Геология нефти и газа. 2009. № 1. С. 36–46.
7. 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.
8. Радиогеохимические исследования. Методические рекомендации / Под ред. А. А. Смыслова, В. К. Титова, И. Б. Савинова. М.: Министерство геологии СССР, 1974. 144 с.
9. Шадрина С. В., Крицкий И. Л. Формирование коллекторов в вулканогенных породах под влиянием гидротермальных растворов // Нефтяное хозяйство. 2012. № 8. С. 18–21.
10. Шадрина С. В., Кондаков А. П. Новые данные о фундаменте северо-восточного обрамления Красноленинского свода // Нефтяное хозяйство. 2014.  № 11. С. 94–99.

В. Е. Косарев, Е. А. Ячменева, А. В. Старовойтов
Казанский (Приволжский) федеральный университет
Р. Р. Мухамадиев, Д. И. Киргизов, Б. Ф. Ахметов, А. Б. Савленков
НТУ ООО «ТНГ-Групп»

РАЗРАБОТКА НОВОЙ ЦИФРОВОЙ ПЛАТФОРМЫ НА ОСНОВЕ НЕЙРОННЫХ СЕТЕЙ ДЛЯ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ МАГНИТНОГО ИНТРОСКОПА

Показана эффективность применения искусственных нейронных сетей для решения задач обработки и интерпретации геофизических данных, полученных методом сканирующей магнитной интроскопии. Реализованы нейронные сети различных архитектур для решения задач обработки первичного материала, поиска объектов конструкции скважины, определения дефектов обсадной колонны. Проведен анализ возможностей нейронных сетей в сравнении с математическими алгоритмами. Для тестирования алгоритмов машинного обучения и математических алгоритмов обработки, визуализации и хранения результатов создана программная оболочка, в которой все задачи решаются посредством применения набора инструментов. Выявлено, что использование искусственных нейронных сетей позволяет значительно ускорить процесс обработки и интерпретации данных, а также повысить качество результатов по сравнению с отдельными математическими алгоритмами.
Ключевые слова: геофизика, скважинный магнитный телевизор, интерпретация, обсадная колонна, дефектоскопия.
Литература
1. Гафуров Д. О. Геологическая интерпретация с применением обучаемых нейронных сетей в «НейроИнформГео» данных ГИС Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2006. 309 (3).
2. Долгих С. А., Абакумов А. А., Кайдриков Р. А., Баженов В. В. Диагностика обсадных колонн с использованием технологии магнитной интроскопии // Вестник Казанского технологического университета. 2011. № 9.
3. Родина С. Н., Силкин К. Ю. Применение нейросетевого подхода при интерпретации каротажных данных // Вестник ВГУ. 2007. № 2. С. 184–188.
4. Pillai S. P., Radha Ramanan T., Madhu Kumar S. D. Evaluating Deep Learning Paradigms with TensorFlow and Keras for Software Effort Estimation // Int. J. Sci. Technol. Res. International Journal of Scientific and Technology Research. 2020. Vol. 9. № 4. P. 2753–2761.
5. Redmon J., Farhadi A. YOLOv3: An Incremental Improvement. 2018.
6. Willmott C. J., Matsuura K. Advantages of the Mean Absolute Error (MAE) over the Root Mean Square Error (RMSE) in Assessing Average Model Performance // Clim. Res. 2005. Vol. 30. № 1. P. 79–82.
7. Wu G., Li Y. Non-Maximum Suppression for Object Detection Based on the Chaotic Whale Optimization Algorithm // J. Vis. Commun. Image Represent. Academic Press Inc., 2021. Vol. 74.

В. М. Сапожников
Уральский государственный горный университет

СКВАЖИННАЯ ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СРЕД С ПРИМЕНЕНИЕМ УРАВНОВЕШЕННОЙ УСТАНОВКИ

Представлены результаты теоретического моделирования геоэлектрических кондуктивных аномалий, создаваемых типичными элементами гелогических структур, наиболее часто встречающимися при поисках и разведке твердых полезных ископаемых. Подобные аномалии обнаруживаются при измерениях в субвертикальных скважинах с установкой, для которой нормальные поля разнополярных источников тока, расположенных на дневной поверхности, в скважине уравновешены. Фиксируется только аномальный потенциал, отражающий влияние геоэлектрических неоднородностей среды по азимуту. Предполагается, что приводимые теоретические расчеты помогут правильно классифицировать геологические неоднородности при интерпретации простых и сложных аномалий, фиксируемых при измерениях с уравновешенной установкой, оценивать их геометрические и геоэлектрические характеристики.
Ключевые слова: скважина, источник тока, диаграмма, аномальный потенциал, градиентная среда, контакт, пласт.
Литература
1. Авдевич М. М., Фокин А. Ф. Электромоделирование потенциальных геофизических полей. Л.: Недра, 1978. 99 с.
2. Козырин А. К. Некоторые результаты проведения электроразведки из скважин // Вопросы разведочной СГИ. М.: Госгеолиздат, 1959. Вып. 34. С. 77–90.
3. Сапожников В. М., Ермаков С. Н. Моделирование геоэлектрических разрезов в плоской двухслойной ванне // Изв. вузов. Горный журнал. 1966. № 12. С. 3–5.
4. Сапожников В. М. Скважинная электроразведка локальных геологических тел с применением уравновешенной установки // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2020. Вып. 4 (304). С. 99–112.
5. Сапожников В. М., Шевченко В. Г. Теория и методика электроразведки в градиентных средах. Л: Недра, 1992. 135 с.
6. Сапожников В. М. Диск, полуплоскость и плоскость с вырезом, имеющие предельную или конечную электропроводность, в поле точечного источника тока // Известия Уральской ГГА. Сер. Геология и геофизика. 1996. Вып. 5. С. 111–115.
7. Сапожников В. М. Предпосылки успешного применения простых методов электрометрии при поисках глубокозалегающих колчеданных месторождений // Изв. УГГУ. 2019. Вып. 3 (55). С. 63–70.
8. Семенов М. В., Сапожников В. М., Авдевич М. М., Голиков Ю. В. Электроразведка рудных полей методом заряда. Л.: Недра, 1984. 216 с.

Л. Н. Котельников
ООО ЦМИ «Урал-Гео»

РЕГУЛЯРИЗАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ВОДЫ В НАКЛОННОЙ ТЕРМОКАМЕРЕ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ НАГРЕВА ПРИ ЕСТЕСТВЕННОЙ КОНВЕКЦИИ

Предложен способ оптимизации средств калибровки каналов термометрии скважин (КТС) в интервале (100–150) °С и выше. Обоснована эффективность применения воды для ускорения калибровки. Экспериментально определены характеристики термостата при углах наклона термокамеры к горизонту от 10 до 90°. Полученные результаты показывают, что при углах наклона термокамеры 20–35° осевой градиент температуры уменьшается в три раза, сохраняясь в течение двух часов, время регуляризации температуры в скважинных условиях сокращается в 8–9 раз по сравнению с характеристиками в вертикальной термокамере. Сделан вывод об эффективности использования принципа работы наклонного термосифона для калибровки КТС.
Ключевые слова: калибровка, термостат, канал термометрии скважин, наклонный термосифон, регуляризация температуры.
Литература
1. Белов А. А. Экспериментальное исследование теплогидравлических характеристик наклонных термосифонов для охлаждения объектов ядерной энергетики. Автореф. … дис. канд. техн. наук. СПб., 2007. 22 с.
2. Васильев А. Ю., Колесниченко И. В., Мамыкин А. Д., Фрик П. Г. и др. Турбулентный конвективный теплообмен в наклонной трубе, заполненной натрием // Журнал технической физики. 2015. Том 85. Вып. 9. С. 45–49.
3. Дульнев Г. Н. Теория тепломассообмена. СПб., 2012. 195 с.
4. Зверев И. Н., Шуган И. В. Конвективные движения жидкости в длинных вертикальных трубах при подогреве с нижнего конца трубы / В кн. Взаимодействие волн в деформируемых средах. М., 1984. С. 49–55.
5. Казаненков В. А., Курчиков А. Р., Плавник А. Г., Шапорина М. Н. Геотерми-
ческие условия и нефтегазоносность тюменской и малышевской свит ЗападноСибирского бассейна // Геология и геофизика. 2019. Т. 60. С. 209.
6. Котельников Л. Н. Метрологическое обеспечение температурных измерений в скважинах // Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. Гл. 9.2. М.: Недра, 1991. С. 196–203.
7. Котельников Л. Н. Повышение точности калибровки канала измерения температуры // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2019. Вып. 2 (296). С. 57–66.
8. Котельников Л. Н. Повышение точности калибровки скважинного преобразователя температуры путем учета температурной нестабильности электронной схемы // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2020. Вып. 3 (303). С. 81–91.
9. Моисеева Н. П. Исследование интерполяционных зависимостей для ТСП в узких диапазонах температур // Измерительная техника. 2004. № 11. С. 39–43.
10. Шапошников М. Ю. Импульсный измерительный преобразователь скважинного термометра // Геофизические исследования эксплуатационных скважин. Тр. ВНИИнефтепромгеофизики. Вып. 15. Уфа, 1985. С. 49–54.
11. Ярышев Н. А. Теоретические основы измерений нестационарных температур. Л., 1967. 300 с.
12. Chilla F., Shumacher J. New Perspectives in Turbulent Rayleigh-Bernard Convection // The European Physical Journal. 2012. P. 35–58.
13. Lock G. S. H. Natural Convection in the Inclined Cranked Thermosyphon // Journal of Heat Transfer. 1993. V. 115. P. 166–172.

В. Г. Матюшин, С. П. Кузьменко, Ф. А. Веприцкий
ООО «СТС-ГеоСервис»

ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: НОВЫЙ ПЕРФОРАТОР-ГЕНЕРАТОР «УРАГАН», ИННОВАЦИОННЫЙ КОМПЛЕКС СЕЛЕКТИВНОЙ ПЕРФОРАЦИИ «РСП»

Рассмотрены новые методы разработки месторождений трудноизвлекаемых запасов, интенсификации притока скважин, вторичного вскрытия пласта взрывными методами. Приведено описание комплексной технологии и аппаратуры перфорации эксплуатационной колонны. Показана возможность повышения эффективности разработки залежей путем уменьшения времени на их освобождение за счет улучшения гидродинамической связи с пластом после вторичного вскрытия с одновременной интенсификацией притока.
Ключевые слова: эксплуатационная скважина, перфорация, газогенерация, комплексные возможности, аппаратура.

А. Н. Якуба
АО «БВТ»

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЕРФОРАЦИИ ДЛЯ СТИМУЛИРОВАННОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ. ЗАРЯДЫ С БОЛЬШИМ ДИАМЕТРОМ ОТВЕРСТИЯ С ПОРОШКОВОЙ ОБЛИЦОВКОЙ

Приведена информация по новому типу зарядов, отличающемуся большим диаметром входного отверстия и порошковой облицовкой. Даны характеристики и особенности этих зарядов. Описан общий подход к методологии разработки дизайна перфорации для проведения операций гидравлического разрыва пласта, представлены рекомендации по подбору и оптимизации параметров пробития для получения заданной эффективности перфорации.
Ключевые слова: скважина, кумуляция, кумулятивные заряд и перфоратор, вторичное вскрытие, гидравлический разрыв пласта.
Литература
1. Economides M. L., Nolte K. G. Reservoir Stimulation: 3rd Edition. John Wiley & Sons, 2000.
2. Hardesty J. IPS-16-08 Statistics Based System Design for Perforated Clusters (GEODynamics) // International Perforating Symposium, 2016.
3. Renpu W. Advanced Well Completion Engineering: 3rd Edition. Elsevier, 2011.
4. Schechter R. Oil Well Stimulation. Prentice Hall, 1991.

В. В. Турышев
ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»

ОСНОВНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ХАРАКТЕР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ УРАНА В СЕДИМЕНТАЦИОННЫХ БАССЕЙНАХ ЮРСКОГО ВОЗРАСТА ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

Целью исследования явилось проведение анализа закономерностей распределения урана на площади бассейнов седиментации горных пород юрского возраста Западно-Сибирской плиты в зависимости от влияния различных геолого-геохимических факторов. Установлено, что распределение урана (U)в юрских отложениях контролируется количеством и типом органического углерода, величиной окислительно-восстановительного потенциала среды, а в некоторых случаях – степенью дисперсности осадков. Полученные результаты могут быть использованы для обоснования уровня накопления U в различных литологических типах горных пород, проведения литолого-фациального анализа, палеогеографических реконструкций обстановок осадкообразования.
Ключевые слова: уран, бассейн седиментации, песчаники, аргиллиты, органическое вещество, фациальная область.
Литература
1. Абдухаликов Я. Н., Головацкая И. В., Ручкин А. В. и др. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов. Калинин: ВНИГИК, 1986. 111 с.
2. Алексеев Ф. А., Готтих Р. П., Лебедев В. С. Использование ядерных методов в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1973. 383 с.
3. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5 000 000 (отв. ред. И. И. Нестеров). Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976.
4. Баранов В. И., Ронов А. Б., Кунашова К. Г. К геохимии рассеянного тория и урана в глинах и карбонатных породах Русской платформы // Геохимия. 1956. № 3. С. 3–8.
5. Бембель Р. М., Биншток М. М., Бочкарев В. С. Геология и нефтегазоносность Нижневартовского района. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1974. 248 с.
6. Волков Е. Н., Нелепченко О. М., Хабаров В. В. Методическое руководство по лабораторному определению радиоизотопного состава горных пород методом гамма-спектрометрического анализа. Тюмень: ЗапСибВНИИГеофизика, 1977. 37 с.
7. 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.
8. Гавшин В. М., Бобров В. А., Демина Р. Г., Дорогиницкая Л. М. Распределение урана, тория и калия в морских терригенных отложениях мезозоя Западно-Сибирской плиты // Геохимия рудных элементов в процессах выветривания, осадконакопления и катагенеза. Новосибирск: Наука, 1979. С. 128–160.
9. Гавшин В. М. Радиогеохимическая специфика крупных осадочных бассейнов Западной и Средней Сибири // Геология и радиогеохимия Средней Сибири. Новосибирск: Наука, 1985. С. 173–192.
10. Готтих Р. П. Радиоактивные элементы в нефтегазовой геологии. М.:  Недра, 1980. 251 с.
11. Девятов В. П., Никитенко Б. Л., Шурыгин Б. Н. Палеогеография Сибири в юрском периоде на этапах основных перестроек // Новости палеонтологии и стратиграфии (приложение к журналу «Геология и геофизика»). 2011. Т. 52. Вып. 16–17. С. 87–101.
12. Занин Ю. Н., Замирайлова А. Г., Эдер В. Г. Уран, торий и калий в черных сланцах баженовской свиты Западно-Сибирского морского бассейна // Литология и полезные ископаемые. 2016. № 1. С. 82–94.
13. Зубков М. Ю. Анализ распределения K, U, Th в различных гранулометрических фракциях продуктивных отложений Ловинского месторождения (Западная Сибирь) с целью оценки их глинистости // Геохимия. 2008. № 5. С. 505–523.
14. Зубков М. Ю. Закономерности распределения урана в черносланцевых толщах и битуминозных отложениях баженовской свиты // Горные ведомости. 2015. Т. 4. № 131. С. 28–46.
15. Зуев Л. П., Кудрявцев В. С., Мамяшев В. Г., Никанорова Т. Ф. Гамма-спектрометрическая характеристика пород продуктивных отложений Среднего Приобья // Региональная, разведочная и промысловая геофизика (экспресс-информация). М.: ВИЭМС, 1979. С. 1–16.
16. Иващенко В. А., Кудрявцев В. С., Леонтьев Е. И. и др. Геолого-геофизические особенности продуктивных коллекторов центральной части Западно-Сибирской низменности // Вопросы промысловой геофизики Западной Сибири. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1971. С. 5–32.
17. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 680 с.
18. Конторович А. Э., Берман Е. Л., Богородская Л. И. и др. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности. М.: Недра, 1971. 250 с.
19. Конторович А. Э., Ян П. А., Замирайлова А. Г. и др. Классификация пород баженовской свиты // Геология и геофизика. 2016. Т. 57. № 11. С. 2034–2043.
20. Конторович А. Э., Конторович В. А., Рыжкова С. В. и др. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 8. С. 972–1012.
21. Конторович А. Э., Пономарева Е. В., Бурштейн Л. М. и др. Распределение органического вещества в породах баженовского горизонта (Западная Сибирь) // Геология и геофизика. 2018. Т. 59. № 3. С. 357–371.
22. Леонтьев Е. И., Дорогиницкая Л. М., Кузнецов Г. С., Малыхин А. Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М.: Недра, 1974. 239 с.
23. Мамяшев В. Г., Никанорова Т. Ф., Кудрявцев В. С. Петрофизическое обоснование информативности гамма-спектрометрических исследований продуктивных отложений Западной Сибири // Гамма-спектрометрия скважин при поисках и разведке нефти и твердых полезных ископаемых. М.: ВНИИгеоинформсистем, 1987. С. 58–64.
24. Нестеров И. И., Прозорович Г. Э., Салманов Ф. К. Сургутский нефтеносный район. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1968. 240 с.
25. Объяснительная записка к атласу литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5 000 000 (отв.ред. И. И. Нестеров). Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. 85 с.
26. Плуман И. И. Распределение урана, тория и калия в отложениях Западно-Сибирской плиты // Геохимия. 1975. № 5. С. 756–766.
27. Плуман И. И. Ураноносность черных аргиллитов волжского яруса Западно-Сибирской плиты как критерий геохимических условий осадконакопления // Геохимия. 1971. № 9. С. 1138–1143.
28. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (объясн. записка). Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. 114 с.
29. Смыслов А. А. Уран и торий в земной коре. Л.: Недра, 1974. 231 с.
30. Турышев В. В. Естественные радиоактивные элементы как индикаторы условий образования осадочных отложений Западно-Сибирской плиты // Геохимия. 2018. № 9. С. 883–894.
31. Турышев В. В. Особенности пространственно-временного и литолого-фациального распределения естественных радиоактивных элементов в юрских и нижнемеловых отложениях Западно-Сибирской плиты // Геохимия. 2017. № 1. С. 26–40.
32. Турышев В. В. Проблемы определения глинистости нефтегазонасыщенных горных пород методом естественной радиоактивности (на примере месторождений Западной Сибири) // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2013. Вып. 9. (231). С. 23–49.
33. Ушатинский И. Н., Зарипов О. Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Свердловск, 1978. 207 с.
34. Фертл В. Х. Спектрометрия естественного гамма-излучения в скважине // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1983. № 3–6, 8, 10, 11.
35. 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.
36. Хабаров В. В., Нелепченко О. М., Волков Е. Н., Барташевич О. В. Уран, калий и торий в битуминозных породах баженовской свиты Западной Сибири // Советская геология. 1980. № 10. С. 91–105.
37. Шурыгин Б. Н. и др. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири. Юрская система. Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2000. 480 с.
38. Adams J. A. S., Weaver Ch. E. Thorium-to-Uranium Ratios as Indicators of Sedimentary Processes: Example of Concept of Geochemical Facies // Bull. of Amer. Ass. Petr. Geol. 1958. V. 42. № 2. P. 387–430.
39. Bertine K. K., Chan I. H., Turekian K. K. Uranium Determinations in Deep Sea Sediments and Natural Waters Using Fission Trecks // Geochim. Cosmochim. Acta. 1970. № 3. P. 1056–1064.
40. Fertl W. H. Gamma-Ray Spectral Data Assists in Complex Formation Evaluation // The Log Analist. 1979. № 5. P. 3–37.
41. Murray G. E., Adams J. A. S. Thorium, Uranium and Potassium in Some Sandstones // Geochim. Cosmochim. Acta. 1958. V. 13. № 4. P. 260–269.
42. Ruffel A. H., Worden R. H. Palaeoclimate Analysis Using Spectral Gamma-Ray Data from the Aptian (Cretaceous) of Southern England and Southern France // Palaeogeography, Palaeoclimatology, Palaeoecology. 2000. № 155. P. 265–283.

Д. Г. Искужин
Шлюмберже

ОСОБЕННОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Представлен анализ общих особенностей геофизических исследований в процессе бурения скважин путем сравнения с геофизическими исследованиями на кабеле; выявлены положительные и отрицательные моменты геофизических исследований в процессе бурения; рассмотрены высокотехнологичное оборудование и используемые геофизические методы исследования в зарубежных нефтесервисных компаниях, подходы к геофизическому исследованию скважин.
Ключевые слова: геофизические исследования скважин, каротаж в процессе бурения, данные в режиме реального времени, сравнение, отечественные и зарубежные разработки.
Литература
1. Игнатьев А. И. Исследование и разработка технологий сохранения и восстановления фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и эксплуатации скважин. Автореф. дисс. … канд. техн. наук. М.: Лаборатория нелинейных волновых процессов в нефтегазовом комплексе научного центра нелинейной волновой механики и технологии РАН, 2010. 37 с.
2. Каюров Н. К., Донцов Э. Н., Людиновец А. М., Гадиулин А. Э. и др. Интегрированное техническое и технологическое сопровождение с применением геофизических и геомеханических исследований в процессе бурения в Нижневартовском районе // ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies. 2019. № 52. С. 98–107.
3. Косков В. Н., Косков Б. В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС. Пермь: Издательство Пермского государственного технического университета, 2007. 317 с.
4. КНБК – компоновка нижней части бурильной колонны. Ocean Drilling Program Bottom Hole Assembly. URL: http://www-odp.tamu.edu/publications/tnotes/tn31/pdf/bha.pdf (дата обращения: 01.03.2021).
5. Листак М. В., Попова Ж. С., Леонтьев Д. С. Изучение фильтрационно-емкостных свойств образцов горных пород // Методические указания к лабораторным работам для студентов всех форм обучения направления «Физика нефтяного и газового пласта». Тюменский государственный нефтегазовый университет. Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ, 2013. 32 с.
6. Овезов М. О. Воздействие промывочной жидкости на продуктивный пласт // Молодой ученый. 2012. № 7. С. 39–42.
7. Прызыбыло П. Прошлое и будущее геонавигации // ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies. 2020. № 60. С. 68–73.
8. Прызыбыло П. Процесс навигации скважины: применение системы связи «Светофор» и методов смены целей в геонавигации // ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies. 2019. № 59. С. 28–49.
9. Прызыбыло П. Представляем Geosteer Well on Paper. Новый важный этап строительства скважин. Как стадия планирования может превосходить ошибку геостиринга. 2019. № 57. С. 44–62.
10. Торопецкий К. В., Каюров Н. К., Ульянов В. Н. и др. Технический регламент средств измерения для геомеханического сопровождения бурения // ROGTEC Russian Oil and Gas Technologies. 2018. № 50. С. 82–96.
11. Харченко Д. А. Особенности формирования затрат на строительство нефтегазовых скважин в Западной и Восточной Сибири на примере филиала «ССК-Технологии» ЗАО «ССК». Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Институт природных ресурсов, 2016. 67 с.
12. Хмелевский В. К. Исследование скважин в процессе бурения // Геофизика (электронное издание сетевого распространения). 2018. С. 237–241.
13. Яковлев И. Г., Семененко А. Ф., Семененко Т. М. Вскрытие и разобщение продуктивных пластов. Ч. 1. Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2016. 126 с.
14. Allioli F., Cretoiu V., Mauborgne M-L., Evans M., Griffiths R. et al. Измерение плотности горной породы в процессе бурения // Oilfield Review. 2013. № 25. С. 4–15.
15. Baker Hughes. URL: https://www.bakerhughes.com/company/about-us (дата обращения 28.02.2021).
16. David A., Simpson P. E. LWD – Logging While Drilling. Строительство скважины (бурение и заканчивание). URL: https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/logging-while-drilling (дата обращения: 28.02.2021).
17. Halliburton. URL: https://www.halliburton.com/ru-ru/about/about-the-company.html?node-id=igryifbm (дата обращения 28.02.2021).
18. Pelling R., Gilmour D., Innes R. Paradigm. Геонавигация. Улучшение программного обеспечения в реальном времени для геонавигации, обмена и обновления для оптимизации проводки скважин. 2010. URL: https://www.drillingcontractor.org/real-time-geosteering-software-enhances-data-sharing-updating-to-optimize-well-placement-4630.
19. Schlumberger. URL: https://www.slb.ru/about/ (дата обращения 28.02.2021).
20. Weatherford. URL: https://www.weatherford.com/en/about-us/ (дата обращения 28.02.2021).