Выпуск 327

Аннотация

А. Н. Виноградов
ФИЦ ЕГС РАН
Ю. И. Кузнецов
Ассоциация «АИС», Университет «Дубна»
А. А. Никитин
Университет «Дубна», МГУ им. М. В. Ломоносова

СОСТАВЛЕНИЕ И ОФОРМЛЕНИЕ РУКОПИСЕЙ ДЛЯ ПУБЛИКАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В СКВАЖИНАХ: РЕКОМЕНДАЦИИ И СОВЕТЫ ДЛЯ «ПЕРВОПРОХОДЦЕВ» НА ПРИМЕРЕ НТВ «КАРОТАЖНИК»

Доклад на VIII Международной научно-практической конференции «Геофизические исследования и работы в скважинах на нефть и газ – 2023» (пос. Ольгинка Краснодарского края, Россия, 19–25.08.2023)

Охарактеризованы типовые оплошности начинающих авторов научно-практических статей в подаче материалов, выборе лексики и оформлении рукописей, даны рекомендации по оптимальному структурированию публикаций с фокусировкой на новые знания и фактографическое обоснование авторских достижений.

Ключевые слова: научная статья, составление, оформление, лексика, опыт авторов.

ЛИТЕРАТУРА
1. Абдрахимов М. З., Виноградов А. Н., Кузнецов Ю. И. Золото Кольской сверхглубокой скважины // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2023. Вып. 1 (321). C. 14–22.
2. Березовский Н. С., Кузнецов Ю. И., Ларева С. В. Научные статьи, диссертации (рекомендации – как правильно составлять и писать) // НТВ «Каротажник».Тверь: Изд. АИС. 2020. Вып. 5 (194). C. 3–17.
3. Виноградов А. Н., Кузнецов Ю. И., Никитин А. А. Опыт использования научных журналов при обучении студентов-геофизиков (на примере Мурманского ГТУ, Университета «Дубна» и МГУ им. Ломоносова) // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2023. Вып. 1 (321). C. 14–22.
4. Геофизики России. Информационно-биографический сборник / Ред. Н. А. Севастьянов. М.: ЕАГО, 2005. 846 с.
5. Кузнецов Ю. И. Опыт того, как правильно писать и оформлять рукописи статей, поступающих в редакцию // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 1 (301). C. 6–23.
6. Кузнецов Ю. И. Борис Александрович Андреев – Человек, Педагог, Геофизик (посвящение к 100-летию со дня рождения) // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2010. Вып. 5 (194). C. 3–17.
7. Кузнецов Ю. И. НТВ «Каротажник»: работа в условиях современного рынка // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 11 (209). C. 12–18.
8. Кузнецов Ю. И. Сто лет со дня рождения Нины Борисовны Дортман – родоначальницы отечественной рудной петрофизики // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2018. Вып. 12 (294). C. 129–132.
9. Петров О. В., Толмачёва Т. Ю., Колбанцев Л. Р. 140 лет Геолкому – ВСЕГЕИ // Региональная геология и металлогения. 2022. № 89. С. 7–21. DOI: 10,52349/0869-7892_2022_89_7-21.

А. К. Таланкин, А. В. Береснев, Р. Г. Облеков, А. В. Хабаров
ООО «Сахалинская Энергия»

Применение метода ядерно-магнитного резонанса для уточнения свойств пород и флюидов и настройки петрофизической модели (на примере нижненутовских отложений Пильтун-Астохского месторождения, шельф о. Сахалин)

В настоящее время метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) широко применим в практике лабораторных исследований керна, а также геофизических исследований разрезов скважин. В дополнение к традиционным, стандартным и специальным исследованиям он позволяет быстро и без воздействия на образец получить широкий набор важнейших петрофизических характеристик пород, используемых при геолого-гидродинамическом моделировании. Как правило, к ним относятся пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность с выделением микропористости глин, а в определенных постановках ЯМР- экспериментов – характер насыщения, вязкость и коэффициенты самодиффузии флюидов, распределение размеров пор и степень смачиваемости их поверхности. Однако в основе оценки этих характеристик лежат модели, требующие настройки и калибровки, что не всегда выполняется. В работе представлены практические аспекты обработки и интерпретации лабораторных и каротажных ЯМР-измерений на примере терригенных пород-коллекторов нутовской свиты миоценового возраста Пильтун-Астохского месторождения континентального шельфа о. Сахалин. Материалы могут быть полезны практикующим специалистам-петрофизикам как с точки зрения понимания возможностей, так и ограничений метода ЯМР.

Ключевые слова: горные породы, ядерно-магнитный резонанс, каротаж, керн, углеводороды, флюидонасыщение, «тяжелая» вода.

Литература
1. Гладенков Ю. Б. и др. Кайнозой Сахалина и его нефтегазоносность. Геос, 2002.
2. Харахинов В. В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. Научный мир, 2010.
3. Austin Boid et al. Effects of OBM Filtrate on MNR Measurements // SPWLA Middle East Regional Symposium. April, 15–19, 2007.
4. C. Cao Minh et al. Determination of Wettability from Magnetic Resonance Relaxation and Diffusion Measurements on Fresh State Cores. SPWLA, 2015.
5. Hill H. J., Shirley O. J., Klein G. E. Bound Water in Shaley Sands – Its Relation to Qv and Other Formation Properties // Log Analyst, May-June, 1979.
6. Looyestijn W., Hoffman J. Wettability Index Determination by NMR // SPE 93624. Middle East Oil & Gas Show, 2005.
7. Matthias Appel. Nuclear Magnetic Resonance and Formation Porosity // Petrophysics. Vol. 45. № 3. SPWLA, 2004.
8. Songhua Chen and Liong Li. Wireline, LWD, and Surface NMR Instruments and Applications for Petroleum Reservoir Formation Evaluation. Advances in Engineering Research, 2018.
9. Volokitin Y., Looyestijn W. J., Slijkerman W. F. J., Hofman J. P. A Practical Approach to Obtain Primary Drainage Capillary Pressure Curves from NMR Core and Log Data // Petrophysics. 2001. V. 42. № 4. P. 334–343.
10. Waxman M. H., Smits L. J. M. Electrical Сonductivities in Oil-Bearing Shaly Sands. 1968. SPE J. June. Paper 1863-A. P. 107–122.
11. Waxman M. H., Thomas E. C. Electrical Conductivity in Shaly Sands. I. The Relation between Hydrocarbon Saturation and Resistivity Index. II. The Temperature Coefficient of Electrical Conductivity // J. Pet. Tech. 1972. Paper SPE 4094. P. 213–225.

В. В. Хабаров, В. Ю. Морозов, А. С. Тимчук, В. Н. Ракичинский
ФАУ «ЗапСибНИИГГ»

Природные (естественные) нейтроны, их применение в нефтегазовой геологии и геофизике (состояние, перспективы)

В атмосфере и литосфере встречаются естественные нейтроны различной энергии. Они образуются в результате фотоядерной реакции. В горных породах-коллекторах нефти и газа естественные радиоактивные элементы (ЕРЭ): калий, уран (радий), торий – излучают альфа- и гамма-частицы, которые, взаимодействуя с ядрами химических элементов, образуют быстрые нейтроны. Максимальной способностью излучать нейтроны обладают бериллий и дейтерий. Существуют методы регистрации таких нейтронов. Это нейтронный метод и гамма-нейтронный метод. Они, например, позволяют выделять бериллиевую руду. Предлагается регистрировать нейтроны, связанные с дейтерием и зависящие от водородосодержания и содержания радона. Содержание дейтерия в нефти в 1,5–2 раза больше, чем в воде. В результате появляется возможность определять литологию, выделять нефте- и газонасыщенные пласты-коллекторы.

Ключевые слова: нейтрон, порода, нефть, газ, радиоактивность, водородосодержание.

Литература
1. Бондаренко В. М., Дёмин Н. В., Кужевский Б. М. Формирование потоков литосферных нейтронов под воздействием радиоактивности и влажности горных пород // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 2004. № 3.
2. Володичев Н. Н., Сигаева Е. А. Нейтроны от поверхности Земли, обусловленные лунным и солнечным приливом, и сейсмоактивности Земли / Вестник Московского университета. Сер. 3: Физика, астрономия. Издательство Московского университета, 2017.
3. Горшков Г. В. и др. Естественный нейтронный фон атмосферы и земной коры. М.: Атомиздат, 1966.
4. Кожевников Д. А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1974.
5. Ларионов В. В. Радиометрия скважин. М.: Недра, 1969.
6. Филиппов Е. М. Ядерная геофизика. Новосибирск: Издательство «Наука», 1973.
7. Хабаров В. В., Морозов В. Ю., Тимчук А. С. Уточнение геологического строения и свойств пород баженовской свиты в параметрической скважине № 1 Салымской площади // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2022. № 7 (367). С. 21–32.
8. 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. 94–105.
9. Халдеев О. Д., Чердынцев В. В. Исследование естественного нейтронного потока методом каротажа буровых скважин // Сб. «Научные работы кафедры оптики и кафедры экспериментальной физики Казахского университета». 1960. Вып. 2.

А. А. Ахмадеев, А. А. Корытников, А. И. Лысенков
ООО НПФ «АМК ГОРИЗОНТ»

РАЗВИТИЕ МЕТОДИКИ ОБРАБОТКИ нейтронного каротажа (2ННК-Т) ПО ОЦЕНКЕ ПОРИСТОСТИ (ВОДОРОДОСОДЕРЖАНИЯ) ПОРОД

В практике обработки метода 2ННК-Т при исследовании нефтегазовых скважин широко применяются методические указания для аппаратуры скважинного радиоактивного каротажа (СРК), в которых основные зависимости пористости от аналитических параметров, нормированных показаний по отношению и большому и малому зондам, нейтронных методов приводятся для нормализованных скважинных условий: диаметр скважины 200 мм, заполнение скважины и пласта пресной водой, литология пласта – известняк. В случае отличия скважинных условий от нормальных производится введение поправок отдельно за влияние каждого мешающего геолого-технического фактора, что не всегда бывает корректно, так как их влияние комплексно и к тому же возможно использование нескольких типов бурового раствора в процессе бурения скважины. В настоящей работе для учета влияния мешающих геолого-технических факторов на определяемое значение пористости по отношению показаний зондов предлагается привлекать вычисляемые значения пористости по малому или большому зондам, так как они наиболее тесно связаны с нейтронными характеристиками мешающих геолого-технических факторов. Введение поправки в значения пористости, вычисляемые по отношению показаний малого зонда к большому, производится путем учета доли эквивалентного вклада значений пористости по малому или большому зонду. На основе анализа методических указаний обоснована применимость такого подхода к оценке пористости пород.

Ключевые слова: нейтронный каротаж, пористость, методические указания, анализ, алгоритмы, поправки.

ЛИТЕРАТУРА
1. Хаматдинов Р. Т, Еникеева Ф. Х., Велижанин В. А., Журавлев Б. К. Методические указания по проведению нейтронного и гамма-каротажа в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СРК и обработке результатов измерений. Калинин: НПО «Союзпромгеофизика», 1989.

А. А. Тихонов
ООО «АЛЬТГЕО»

Технология вертикального сейсмического профилирования высокого разрешения (ВСП-ВР)

В условиях использования все более эффективных инструментов проводки добывающих скважин повышается актуальность высокой детализации геологической модели участка эксплуатационного бурения. В этой связи становится актуальным использование технологий комплексной высокочастотной обработки данных скважинной и наземной сейсморазведки, позволяющих при минимальных затратах строить детальную геолого-геофизическую модель в окрестности геологоразведочной или эксплуатационной скважины. Одним из наиболее эффективных и недорогостоящих сейсмических инструментов изучения околоскважинного пространства может стать технология, объединяющая результаты построения высокоразрешенных сейсмических изображений по совместным данным наземных и скважинных сейсмических наблюдений, в том числе по методу обращенного годографа (МОГ). Основу такой обработки может составить повышение разрешающей возможности как на основе расширения спектра сигнала за счет его экстраполяции в область высоких частот, так и на основе инверсионных преобразований. Именно этому вопросу посвящена настоящая работа. Приведены практические примеры.

Ключевые слова: сейсморазведка высокого разрешения, непродольное вертикальное сейсмическое профилирование, метод обращенного годографа, инверсия, спектральная экстраполяция.

Литература
1. Сейсморазведка. Справочник геофизика. Под ред. В. П. Номоконова. М.: Недра, 1990.
2. Тихонов А. А. Изучение строения околоскважинного пространства по данным ВСП. Дисс. на соискание ученой степени канд. физ.-мат. наук. М.: МГУ, 2005.
3. Charles I. Puryear, John P. Castagna. Layer-Thickness Determination and Stratigraphic Interpretation Using Spectral Inversion: Theory and Application //Geophysics. 2008. Vol. 73. № 2. P. R37–R48, 22.
4. Puryear C. I., Tharimela R., Egorov V. Spectral Extrapolation and Random Forest for High Resolution Prediction of Subsurface Properties // First International Meeting for Applied Geoscience & Energy. 2021. SEG/AAPG, Expanded Abstracts. P. 2119–2123. https://doi.org/10.1190/segam2021-3594792.1.
5. Tikhonov A. A. Borehole Vicinity Study Using 3C VSP. Technical Papers 70th EAGE Conference, 9–12 June, 2008.
6. Tikhonov A. A. Challenges of Multicomponent Seismic. First Break Issue: Vol. 8. 2006. № 24.
7. Tikhonov A. A. Borehole Vicinity Characterization Using 3C–3D VSP. SEG Technical Program Expanded Abstract, 2003.
8. Zhang R., Castagna J. Seismic Sparse-Layer Reflectivity Inversion Using Basis Pursuit Decomposition // Geophysics. 2011. Vol. 76. № 6. R147–R158. https://doi.org/10.1190/geo2011-0103.1.

С. А. Черкашнев, Т. Н. Купцова, В. Н. Даниленко, Л. А. Шулькова, А. А. Сергеев, Т. С. Мамлеев
АО НПФ «ГИТАС»

Оценка азимутальной анизотропии и 3D-миграция по данным Кругового вертикального сейсмопрОфилирования (ВСП)

Использование Кругового ВСП (Walkaround VSP) как высокотехнологичной альтернативы непродольному ВСП (НВСП) и дополняющего ВСП метода обращенного годографа (МОГ) показало эффективность при выделении и идентификации пластов толщиной, не превышающей 8 м. Миграция данных Кругового ВСП позволила выделить песчаные фации в девонских отложениях и обнаружить структурную неоднородность, которая не выявлялась другими сейсмическими методами.

Ключевые слова: Круговое вертикальное сейсмическое профилирование, азимутальная анизотропия, 3D-миграция.

ЛИТЕРАТУРА
1. Хан С. А., Шамшин В. И., Даниленко В. Н., Черкашнев С. А. и др. Уточнение структурных особенностей геологических ловушек в пластах малой толщины скважинными и площадными сейсморазведочными исследованиями // Газовая промышленность. 2020. № 4 (808). С. 38–45.
2. Horne S. Fracture Characterization from Walkaround VSPs // Geophys. Prosp. 2003. V. 51. Р. 493–499.
3. Maultzsch S., Nawab R., Yuh S. at al. An Integrated Multiazimuth VSP Study for Fracture Characterization in the Vicinity of a Well // Geophys. Prosp. 2009. V. 57. Р. 263–274.
4. Winterstein D. F., De G. S. VSP Documented // Geophysics. 2001. V. 66. № 1. P. 237–245.
5. Wild P. Practical Application of Seismic Anisotropy // First Break. 2011. May. V. 29. Р. 117–124.

М. Ю. Зубков
ООО «ЗапСибГЦ»

ВОЗМОЖНОСТИ ОЦЕНКИ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ

Рассмотрены главные типы пород-коллекторов в составе баженовской свиты и механизм их образования. Показано, что в участках, подвергшихся тектоно-гидротермальному воздействию, все исходное органическое вещество (ОВ), содержащееся в баженовской свите, превратилось в углеводороды и битум. Битум преимущественно остался в породах-генераторах, являющихся флюидоупорами, а углеводороды (УВ) с растворенными в них гетеросоединениями эмигрировали в породы-коллекторы. Рассмотрены особенности компонентного состава нафтидов, насыщающих кремнистые и карбонатные породы, а также изменение их пористости в процессе экстракции. Предложен оптимальный комплекс петрофизических методов для оперативного определения коллекторских свойств пород баженовской свиты.

Ключевые слова: баженовская свита, флюидоупоры, коллекторы, тектоно-гидротермальное воздействие, нафтиды, экстракция, пористость.

ЛИТЕРАТУРА
1. Волков В. А., Вторушина Э. А., Козлов И. В. Оценка пористости пород баженовской свиты // Недропользование XXI век. 2020. № 1 (83). С. 37–44.
2. Гурари Ф. Г., Гурари И. Ф. Формирование залежей нефти в аргиллитах баженовской свиты Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1974. № 5. С. 36–40.
3. Дорофеева Т. В., Лебедев Б. А., Петрова Т. В. Особенности формирования коллекторских свойств баженовской свиты Салымского месторождения // Геология нефти и газа. 1979. № 9. С. 20–23.
4. Зубков М. Ю. Коллекторы в бажено-абалакском комплексе Западной Сибири и способы их прогноза // Геология нефти и газа. 2014. № 5. С. 58–72.
5. Зубков М. Ю., Потапов А. Г. Спектры ЯМР-пород бажено-абалакского комплекса Западной Сибири // НТВ «Каротажник». Тверь.: Изд. АИС. 2014. Вып. 8 (242). С. 3–32.
6. Зубков М. Ю., Потапов А. Г. «Твердые растворы» углеводородов в составе битумов баженовской свиты и экстрактов, установленные по данным ядерно-магнитного резонанса // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2015. Вып. 9 (255). С. 3–13.
7. Зубков М. Ю. Механизм формирования коллекторов и углеводородных залежей в бажено-абалакском комплексе Западной Сибири, прогноз зон их распространения // НТВ «Каротажник» Тверь: Изд. АИС. 2021. Вып. 2 (308). С. 23–63.
8. Конторович А. Э., Родякин С. В., Бурштейн Л. М., Костырева Е. А. и др. Пористость и нефтенасыщенность пород баженовской свиты // Геология нефти и газа. 2018. № 5. С. 61–73.
9. Нестеров И. И. Новый тип коллектора нефти и газа // Геология нефти и газа. 1979. № 10. С. 26–29.
10. Новиков Г. Р., Салманов Ф. К., Тян А. В. Перспективы открытия крупных залежей нефти в трещиноватых аргиллитах баженовской свиты // Нефть и газ Тюмени. 1979. Вып. 1. С. 1–3.
11. Прозорович Г. Э., Соколовский А. П., Малых А. Г. Новые данные о трещиноватых коллекторах баженовской свиты // Проблемы нефти и газа Тюмени. 1979. Вып. 18. С. 7–9.
12. Терещенко Ю. А. Резкая аномалия пластовых давлений на Салымском месторождении в Западной Сибири и ее возможная природа // МОИП. 1972. Вып. 47. № 5. С. 219–222.
13. Халимов Э. М., Мелик-Пашаев В. С. О поисках промышленных скоплений нефти в баженовской свите // Геология нефти и газа. 1980. № 6. С. 1–10.

В. В. Климов, Г. Г. Гилаев, А. А. Нетребко, К. А. Третьяк
Кубанский государственный технический университет

Магнитные локаторы с повышенным соотношением сигнал/помеха

Рассмотрены новые подходы к повышению достоверности выделения интервалов перфорации и повреждений обсадных колонн с помощью магнитных локаторов в сложных термобарических условиях (на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и высокими температурами). Показано, что применение локаторов с мощными магнитами приводит к формированию ложных сигналов о местоположении интервалов перфорации обсадных колонн (из-за негативного влияния отложений продуктов коррозии труб в зоне полюсных наконечников локаторов). Обосновывается целесообразность построения магнитных локаторов со специфическим разносом идентичных датчиков вдоль вертикальной оси скважинного прибора и их дифференциальным включением. Особое внимание уделяется локаторам магнитомодуляционного типа, позволяющим производить исследования при малых скоростях каротажа, что важно для повышения достоверности результатов геофизических исследований, проводимых термическими и радиоактивными методами, а также для решения задач контроля технического состояния обсадки скважин.

Ключевые слова: скважина, геофизические исследования, муфтовые соединения, магнитный поток, магнитная проницаемость, дефектоскоп, перфорация, измерительная катушка.

Литература
1. Патент России № 2328731, кл. G01N 27/82. Магнитный локатор дефектов и повреждений труб / Климов В. В., Антониади Д. Г., Арестенко Ю. П., Лешкович Н. Л., Нетребко А. А.
2. Патент на полезную модель № 207258. Внутритрубный магнитный локатор дефектов и повреждений труб / Климов В. В., Антониади Д. Г., Арестенко Ю. П., Лешкович Н. Л., Нетребко А. А.
3. Патент США № 2897440, кл. 324–37. Детектор определения обрывов труб. (Earth Well Casing Discontinuity Detector) / М. М. Hawthorne, 1955.
4. Пустовойтенко И. П. Аварии в бурении. М.: Недра, 1965. С. 220–222.

В. А. Велижанин
ООО «НПП Энергия»

погрешности оценки плотности породы в «винтовых» скважинах по данным плотностного гамма-гамма-каротажа приборами в процессе бурения (LWD) (на примере аппаратуры ООО «НПП Энергия»)

Изложены вопросы конфигурации кривой плотности в скважинах с винтообразным профилем по данным аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа в процессе бурения, приведена оценка возможной погрешности определения плотности породы в указанных скважинах, даны рекомендации по уменьшению амплитуды ложных аномалий на кривой плотности и величины погрешности определения плотности породы.

Ключевые слова: плотностной гамма-гамма-каротаж, измерения в процессе бурения, погрешность осцилляции ствола скважины, геометрический фактор зонда.

Литература
1. Велижанин В. А., Тугаринова Л. Н. Построение диаграмм нейтронного каро­тажа на границе и в пачке пластов произвольной мощности / Разве­дочная геофизика. Отечественный производственный опыт. Экспресс-ин­формация //ВНИИ экономики минерального сырья и геологоразведочных работ. ВИЭМС. 1987. Вып. 8. С. 10–12.
2. Велижанин В. А., Серова Л. Н., Хаматдинов Р. Т. Разрешающая способность по мощности пластов двухзондовой аппаратуры плотностного гамма-гамма-каротажа угольных скважин // Геофизическая аппаратура. 1982. Вып. 75. С. 113–117.
3. Gartner M. A New Resolution Enhancement Method for Neutron Porosity Tools // Nuclear Science Symposium IEEE. November 9–10, 1988. Orlando, USA.

Р. Д. Ахметсафин
РГГРУ им. Серго Орджоникидзе

ВОЗМОЖНОСТь ФИЛЬТРАЦИИ КОРПУСНОЙ ВОЛНЫ АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА, выполняемого В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Рассмотрена возможность применения преобразований Радона для фильтрации по скорости корпусной волны при акустическом каротаже в процессе бурения.

Ключевые слова: акустический каротаж в процессе бурения, корпусная волна, преобразование Радона, аляйсинг.

ЛИТЕРАТУРА
1. Ахметсафин Р. Д., Ахметсафина Р. З. Две вычислительные реализации фильтрации по кажущимся скоростям массивов записей многоэлементного волнового акустического каротажа // Геофизика. 2016. №. 3. С. 78–84.
2. Ахметсафин Р. Д. Что такое аляйсинг, возникающий при обработке записей многоэлементного волнового акустического каротажа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2023. № 1 (321). С. 79–87.
3. Вершинин А. Г., Вершинин С. А., Стрельченко В. В. Компьютерное моделирование изолятора автономного прибора акустического каротажа // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2015. № 8 (254). С. 65–80.
4. Дубинский В., Танг К., Паттерсон Д., Петписит К. Новые разработки в области акустического каротажа в процессе бурения (LWD) для измерения продольной и поперечной скоростей в горных породах при изменяющихся условиях бурения // Тезисы докладов VII Конгресса нефтегазопромышленников России. Секция В. Уфа, 26–29 мая 2009. С. 25–32.
5. Патент 2604561 РФ, МПК G01V01/40, G01V01/52. Изолятор прибора акустического каротажа в процессе бурения / Мухамадиев Р. С., Вершинин А. Г., Вершинин С. А. Заявитель и патентообладатель ООО «ТНГ-Групп». № 2015136327/28; заявл. 27.08.2015; опубл. 10.12.2016. Бюл. № 34.
6. Патент США № 20040104068A1. Acoustic Isolator for Downhole Applications / Egerev S., Belov V., Dubinsky V., Bolshakov A., Tiutekin V., Yushin V. Baker Hughes, July 1, 2003.
7. Ji Y. et al. Monopole Collar Wave Characteristics for Acoustic Logging While Drilling in Fast Formations in the Frequency and Spatial Domains // Wave Motion. 2019. V. 90. P. 66–81.
8. Xu S., Zou Z. Supervirtual Interferometry as a Tool for Slowness Estimation of Logging-While-Drilling Multipole Acoustic Data // IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing. 2023. V. 61. DOI: 10.1109/ТГРС.2023.3274517.

Г. А. Шехтман
ООО «НПП «Спецгеофизика»

Развитие технологий метода вертикального сейсмического профилирования в условиях изменчивой верхней части разреза

Освещены технология проведения работ, а также обработка и интерпретация данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП), полученных на одном из участков, особенностью которого является неоднородность верхней части разреза, обусловленная присутствием многолетних мерзлых пород. Показано, что учет этой неоднородности важен для прогнозирования сейсмических скоростей как по стволу, так и ниже забоя скважины, а также для формирования изображений среды. При глубине исследуемой скважины около 2 км удалось оценить реальность сейсмических границ до глубины 5 км при количественной оценке пластовых сейсмических скоростей до глубины 3 км.

Ключевые слова: вертикальное сейсмическое профилирование, подвижный источник колебаний, прогнозирование сейсмических скоростей, околоскважинное пространство.

Литература
1. Шехтман Г. А. Вертикальное сейсмическое профилирование. М.: ООО «ЕАGЕ Геомодель», 2017. 284 с.
2. Шехтман Г. А. Прогнозирование разреза ниже забоя скважины модификациями метода вертикального сейсмического профилирования // Экспозиция. Нефть. Газ. 2019. № 1. С. 22–26.
3. Шехтман Г. А., Кузнецов В. М., Горбачев С. В., Жуков А. П. Решение методических и геологических задач методом ВСП в условиях вечной мерзлоты //Геофизика. 2019. № 6. С. 76–84.

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

ОСНОВНЫЕ закономерности РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЕСТЕСТВЕННЫХ РАДИОАКТИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПО ФАЦИАЛЬНОМУ ПРОФИЛЮ ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ

Целью исследования явилось изучение основных закономерностей распределения калия, урана, тория и Th/U-отношения по фациальному профилю мезозойских бассейнов осадконакопления Западно-Сибирской плиты. Использован метод спектрометрии естественного гамма-излучения образцов горных пород и созданный на его основе электронный каталог радиогеохимических данных. Установлено, что содержание всех радиоактивных элементов в той или иной степени отражает их принадлежность к определенной фациальной области. Распределение калия по фациям контролируется минеральным составом пород, расстоянием от источников сноса обломочного материала, количеством этих источников, господствующим тектоническим режимом и палеоклиматом, а также свойствами калия как подвижного химического элемента. Наибольшее разделение фаций по урану наблюдается в случае контраста показателей содержания органического вещества (Сорг) и окислительно-восстановительного потенциала (Eh) в менее глубоководной и более глубоководной частях шельфа верхнеюрских–берриас-ранневаланжинских отложений. Нормальное накопление органического вещества (ОВ) в отложениях готерива характеризуется повышенными значениями урана в прибрежной равнине (максимум) и относительно глубоководной области шельфа с минимумом в мелководной части. Поведение тория определяется главным образом количеством и активностью областей сноса и свойствами его как малого элемента-гидролизата. Th/U-отношение не является преимущественным индикатором фациальных обстановок в условиях первично-седиментационного рассеяния урана и песчано-глинистого разреза.

Ключевые слова: естественные радиоактивные элементы, бассейн седиментации, фациальная область, Западно-Сибирская плита.

Литература
1. Алексеев Ф. А., Готтих Р. П., Лебедев В. С. Использование ядерных методов в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1973. 383 с.
2. Геохимия юрских и нижнемеловых отложений Западно-Сибирской низменности / Конторович А. Э., Берман Е. Л., Богородская Л. И. и др. М.: Недра, 1971. 250 с.
3. Готтих Р. П. Радиоактивные элементы в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1980. 251 с.
4. Зубков М. Ю. Анализ распределения K, U, Th и B в верхнеюрских отложениях центральной части Красноленинского свода (Западная Сибирь) с целью их стратификации, корреляции и выделения в них потенциально продуктивных пластов // Геохимия. 2001. № 1. С. 51–70.
5. Ковалев В. А. Геохимические аспекты исследования отношения Th/U в осадочных породах // Геохимия. 1965. № 9. С. 1171–1173.
6. Кузьмин Ю. А. Геологическая интерпретация метода скважинной гамма-спектрометрии в юрских отложениях Шаимского района // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 104. С. 52–66.
7. Осадочная дифференциация в платформенных и геосинклинальных бассейнах / Ронов А. Б., Гирин Ю. П., Казаков Г. А., Илюхин М. Н. // Геохимия. 1966. № 7. С. 763–776.
8. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в меловом периоде / Конторович А. Э., Ершов С. В., Казаненков В. А. и др. // Геология и геофизика. 2014. Т. 55. № 5–6. С. 745–776.
9. Палеогеография Западно-Сибирского осадочного бассейна в юрском периоде / Конторович А. Э., Конторович В. А., Рыжкова С. В. и др. // Геология и геофизика. 2013. Т. 54. № 8. С. 972–1012.
10. Плуман И. И. Ураноносность черных аргиллитов волжского яруса Западно-Сибирской плиты как критерий геохимических условий осадконакопления // Геохимия. 1971. № 9. С. 1138–1143.
11. Ронов А. Б. Органический углерод в осадочных породах (в связи с их неф-теносностью) // Геохимия. 1958. № 5. С. 409–423.
12. Ронов А. Б., Балашов Ю. А., Мигдисов А. А. Геохимия редкоземельных элементов в осадочном цикле // Геохимия. 1967. № 1. С. 3–19.
13. Ронов А. Б., Мигдисов А. А. Основные черты геохимии элементов-гидролизатов в процессах выветривания и осадконакопления // Геохимия. 1965. № 2. С. 131–158.
14. Ронов А. Б., Ярошевский А. А. Химическое строение земной коры // Геохимия. 1967. № 11. С. 1285–1309.
15. Смыслов А. А. Уран и торий в земной коре. Л.: Недра, 1974. 231 с.
16. Страхов Н. М. Основы теории литогенеза. Т. 2. Закономерности состава и размещения гумидных отложений. М.: Изд-во Академии наук СССР, 1960. 587 с.
17. 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.
18. Турышев В. В. Перспективы гамма-спектрометрического метода при проведении литолого-фациального анализа и реконструкции условий осадконакопления (на примере отложений Западно-Сибирского региона) // Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 10 (41). Ч. 3. С. 131–136.
19. Турышев В. В. Совершенствование петрофизического обеспечения геологической интерпретации материалов стационарных радиоактивных методов ГИС (на примере нефтегазовых месторождений Западной Сибири): автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук. Томск, 2006. 22 с.
20. Уран, калий и торий в битуминозных породах баженовской свиты Западной Сибири / Хабаров В. В., Нелепченко О. М., Волков Е. Н., Барташевич О. В. // Советская геология. 1980. № 10. С. 91–105.
21. Ушатинский И. Н., Зарипов О. Г. Минералогические и геохимические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Свердловск, 1978. 207 с.
22. 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.
23. 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.
24. Alqubalee A., Abdullatif O., Babalola L., Makkawi M. Characteristics of Paleozoic Tight Gas Sandstone Reservoir: Integration of Lithofacies, Paleoenvironments, and Spectral Gamma-Ray Analyses. Rub’ al Khali Basin, Saudi Arabia // Arab. J. Geosci. 2019. V. 12 (11): 344. https://doi.org/10.1007/s12517-019-4467-0.
25. Bristow C. S. et al. Spectral Gamma-Ray Logs: Core to Log Calibration, Facies Analysis and Correlation Problems in the Southern North Sea // Geological Society. London, Special Publications. 2022. V. 136 (1):1 https://doi.org/10.1144/GSL.SP.1998.136.01.01.
26. Fertl W. H. Gamma-Ray Spectral Data Assists in Complex Formation Evaluation // The Log Analist. 1979. № 5. P. 3–37.
27. Gama J., Schwark L. Lithofacies of Early Jurassic Successions Derived from Spectral Gamma-Ray Logging in the Mandawa Basin, SE Tanzania // Arabian Journal of Geosciences. 2022. V. 15: 1373. https://doi.org/10.1007/s12517-022-10622-4.
28. Gould K. M., Piper D. J. W., Pe-Piper G., MacRae R. A. Facies, Provenance and Paleoclimate Interpretation Using Spectral Gamma-Ray Logs: Application to the Lower Cretaceous of the Scotian Basin // Mar. Pet. Geol. 2014. V. 57. P. 445–454. https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2014.06.008.
29. Myers K. J., Bristow C. S. Detailed Sedimentology and Gamma-Ray Log Characteristics of a Namurian Deltaic Succession II: Gamma-Ray Logging // Geol. Soc. Lond. Spec. Publ. 1989. V. 41(1). P. 81–88. https://doi.org/10.1144/GSL.SP.1989.041.01.07.
30. Phujareanchaiwon C., Chenrai P. and Laitrakull K. Interpretation and Reconstruction of Depositional Environment and Petroleum Source Rock Using Outcrop Gamma-Ray Log Spectrometry from the Huai Hin Lat Formation, Thailand // Front Earth Sci. 2021. 9:638862. https://doi: 10.3389/feart.2021.638862.
31. Rider M. H. Gamma-Ray Log Shape Used as a Facies Indicator: Critical Analysis of Anover Simplifed Methodology // Geol. Soc. Lond. Spec. Publ. 1990. V. 48 (1). P. 27–37. https://doi.org/10.1144/GSL.SP. 1990.048.01.04.
32. Simíček D., Bábek O., Leichmann J. Outcrop Gamma-Ray Logging of Siliciclastic Turbidites: Separating the Detrital Provenance Signal from Facies in the Foreland-Basin Turbidites of the Moravo-Silesian Basin, Czech Republic // Sediment. Geol. 2012. 261–262:50–64. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2012.03.003.