В данной статье представлен только первый этап работы, который позволил провести первичные исследования, обработку и группировку параметров, полученных по результатам геофизических исследований скважин (ГИС). Исследования проведены по параметрам, полученным в результате ГИС: кавернометрия (CAL), акустический каротаж (AC), гамма-каротаж (GR), удельное электрическое сопротивление породы (RD, RS), плотностной каротаж (RHOB), параметры фотоэлектрического эффекта (PE). Для решения поставленных задач использовался пакет прикладных программ — система «Матлаб» [2], который занимает особое место при выполнении исследовательских проектов, связанных с обработкой разновариантной геолого-промысловой информации. «Матлаб» выбран нами как инструмент решения научных задач геофизики, а именно задачи исследования и анализа данных, необходимых для проведения корреляции параметров каротажных кривых, полученных при бурении скважин на нефтегазовом месторождении Джихар.

Особенности геологического строения исследуемой территории. Сирия расположена на северо-западном участке Аравийской плиты, вблизи ее западной и северной активных границ (рис. 1) [1].

Основные месторождения углеводородов в Сирии расположены в позднепалеозойских или мезозойских бассейнах, которые позднее, в кайнозое, были деформированы в результате тектонической активности территории [4]. Основными тектоническими областями на территории Сирии являются: Пальмиридский складчато-надвиговый пояс (в центре); Абд-эль-Азиз-Синджар (грабены на северо-востоке); грабен Евфрат (на востоке); Прибрежный хребет — Левантийский разлом (система разломов Мертвого моря на западе) [5][6][10].

Для проведения исследований использовались промысловые данные, полученные по результатам исследования скважин, расположенных в пределах блока Хаян, который является частью района Пальмирид (центральная часть Сирии), где в настоящее время активно проводятся региональные поисковые работы на нефть. Зона Пальмирид представляет собой внутриконтинентальный складчато-надвиговый пояс длиной 400 км и шириной 100 км, простирающийся от зоны разлома Мертвого моря (на западе) до системы разломов Евфрата (на востоке) [5][6][11].

Пальмириды принято подразделять на юго-западные и северо-восточные Пальмириды, разделенные разломом Джихар [5][6]. Юго-западные Пальмириды представлены поясом складок и надвигов, тогда как северо-восточные Пальмириды включают блоки Билас и Бишри. Между разломом Джихар и складками южных Пальмирид расположен низкорельефный бассейн Аль-Дау длиной более 100 км и шириной около 20 км [5][6][11][18]. Блок Хаян приурочен частично к территории бассейна Аль-Дау и простирается в сторону блока Билас. Геофизические аномалии, выявленные по результатам сейсмических исследований в пределах Пальмиридского складчато-надвигового пояса и вокруг прилегающих к нему территорий, показывают, что в течение палеозоя, мезозоя и части кайнозоя данная территория была тектонически нестабильной [5—7][9][18].

В работе использованы промысловые скважинные данные для проведения исследований, которые получены по территории месторождения Джихар, расположенного в зоне большого разлома Джихар, представляющего собой сдвиговый тип нарушения, который разделяет зону Пальмиридского складчатого пояса на северную и южную с вклинившимся между ними бассейном Аль-Дау [14]. Исследование проведено для пород формации «Куррачайн-Доломит»: карбонатные отложения среднего триаса с ритмичным чередованием доломита, известняка, эвапорита и сланца. Сирийское главное нефтяное управление [17] условно разделило породы данной формации на несколько продуктивных пластов-коллекторов: C2, D1, D2-1 и D2-2. Из них коллектор C2 представляет собой серию ритмично переслаивающихся доломита, известняка, аргиллита/сланца. Коллектор D1 равномерно разработан практически по всей площади и состоит из микрокристаллического известняка, классифицируемого как доломитовый известняк и сланец. Коллектор D2-1 представлен известняками, доломитовыми известняками и доломитами с прослоями аргиллита. Солевой интервал (D2) разделяет коллекторы D2-1 и D2-2, которые обладают различными гидродинамическими свойствами. Коллектор D2-2 состоит из прослоев алевритового сланца и вариаций отложений известняка и доломита. Нижнетриасовая (скифская) формация «Аманус-Сланец» представлена аргиллитовыми сланцами, глинистыми породами, песчаниками, алевролитами, известняками и доломитами. Песчаники и алевролиты характеризуются наличием прослоев сланца (глины) и доломита, они преобладают в пермской формации «Аманус-Песок». Каменноугольная формация «Маркада» — обломочная толща, состоящая в основном из сланца с прослоями глинистых пород, которая местами характеризуется наличием пропластков песчаника, известняка и доломита, толщина которых достигает нескольких метров [8][12][15].

Центральная часть Пальмирид представляет собой складчатые сооружения, которые изучены до глубины 3500—4000 м и согласно стратиграфической шкале представлены отложениями карбона, перми, триаса, юры, мела, палеогена и четвертичными образованиями (рис. 2).

Для проведения обработки результатов исследований использовались скважинные данные (результаты каротажа с шагом изменения по глубине 0,1 м).

В процессе бурения были получены параметры кавернометрии, удельного электрического сопротивления породы, потенциала самопроизвольной поляризации, плотности породы, акустического каротажа, гамма-каротажа, нейтронного каротажа и количественные параметры фотоэлектрического эффекта. Некоторые из представленных данных удалось записать только на небольших участках (по глубине), поэтому объектами исследований являлись интервалы, охваченные максимальным комплексом ГИС: кавернометрии (CAL), акустического каротажа (AC), гамма-каротажа (GR), удельного электрического сопротивления породы (RD, RS), плотностного каротажа (RHOB), фотоэлектрического эффекта (PE). По площади месторождения Джихар наиболее полный комплекс ГИС получен только по трем скважинам: 1, 2, и 6 (табл. 1).

Обработка результатов ГИС выполнялась с целью устранения «статистических выбросов», которые в рассмотренных файлах встречаются двух типов: 1 — каротажная система в бурильной колонне не может определить значение какого-либо параметра, она записывает в файл специальное значение -999,25 или -9999, свидетельствующее об отсутствии данных в этой точке; 2 — в файл может быть записано значение, явно превышающее максимально возможное и сильно отличающееся от значений в близлежащих точках. Во втором случае имеет место «выброс». Для поиска выбросов определялось пороговое значение, превышение которого по модулю приводило к признанию данного значения параметра «выбросом». Оба случая в данной работе были обработаны по принципу — невалидные значения были заменены на 0 [3].

Так же необходимо отметить, что если в исходных файлах прописано разное количество точек замеров, то для вычисления коэффициентов корреляции необходимо исключить часть точек, чтобы оставшееся их количество в исследуемых файлах было одинаковым.

По обработанным данным в ПК «Матлаб» были построены графики изменения исследуемых параметров (рис. 3).

При изучении комплекса полученных каротажных параметров были поставлены задачи: 1) определить местонахождение коллектора (отметки кровли и подошвы); 2) провести литолого-петрографическое описание интервала зоны коллектора; 3) определить насыщенность коллектора (вода, нефть, газ).

При интерпретации данных и установлении морфологических границ коллектора за основу были приняты данные гамма-каротажа (низкие показания гамма-излучения). Высокие показатели гамма-излучения, скорее всего, указывали на наличие зон сланцеватых пород. Значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора получены при расчете пористости — общая эффективная пористость устанавливалась комплексом плотностного, нейтронного и акустического каротажей.

Определение насыщенности коллектора (нефть, газ или вода) является достаточно сложной задачей, при решении которой нами использованы результаты испытаний скважин и параметры удельного электрического сопротивления (УЭС) пород. Основную сложность представляли интервалы, в которых установлена достаточно высокая соленость пластовых вод (более 200 г/л).

Анализ полученных каротажных диаграмм показал, что данные семи видов каротажей существенно отличаются друг от друга, за исключением измерений фотоэлектрического эффекта и плотностного каротажа. Фотоэлектрический каротаж в комплекс ГИС был введен компанией «Шлюмберже» в качестве каротажной кривой литоплотности, которая используется в стандартном комплексе ГИС. Установлено, что параметры RD и RS наиболее эффективно определяют границы нефтеносных интервалов. Высокие сопротивления, полученные при RD и RS, могут указывать на наличие зон, соответствующих коллекторам [13].

По результатам исследований каротажных кривых в пределах площади месторождения Джихар были рассчитаны коэффициенты корреляции между одинаковыми параметрами ГИС, взятыми из разных скважин (табл. 2).

В таблице 2 исключены избыточные значения коэффициентов корреляции по результатам интерпретации значений: 1 — коэффициенты корреляции по диагонали равны 1, поскольку каждая переменная идеально коррелирует сама с собой. Эти ячейки бесполезны для интерпретации (желтый цвет), остальные коэффициенты корреляции указывают на корреляцию между различными парными комбинациями переменных; 2 — без построения корреляционной таблицы сложно оценить взаимосвязь между исследуемыми переменными, а обработанные данные с помощью определения коэффициента корреляции позволяют отобрать параметры (предикторы) для дальнейших детальных исследований. Такие параметры были использованы для подбора комплекса ГИС, наиболее эффективного для выделения отложений разных по генезису.

После выбора параметров с максимальным значением коэффициента корреляции был применен подход установления суммарного коэффициента корреляции между двумя соседними скважинами, который стал основой для принятия решения по наличию границы в изучаемом разрезе и определению глубины залегания границы (пласта, литологической формации). Для установления границ зоны D1 формации «Куррачайн-Доломит» были вычислены коэффициенты корреляции по соответствующим данным ГИС между двумя соседними скважинами (рис. 4).

Аналогичные результаты исследования корреляционных зависимостей для зоны D1 формации «Куррачайн-Доломит» были проведены между скважинами Джихар 2 и Джихар 6, Джихар 6 и Джихар 12. Далее по результатам статистической и геолого-промысловой обработки полученных данных были выделены границы формации «Куррачайн-Доломит» (рис. 5) в пределах месторождения Джихар, которые подтверждены данными бурения.

Исследование свойств пород окружающего пласта (например, пустотного пространства пород), может быть проведено посредством применения модуля, который дает возможности измерения, обработки и хранения информации и может включать в себя ядерное измерительное устройство или нейтронный инструмент позволяющий определить пористость окружающего пласта [16].

В результате проведенных исследований установлено, что проведение комплексной обработки данных ГИС позволило обосновать границы формации «Куррачайн-Доломит» в пределах месторождения Джихар и представить результаты применения методов статистических исследований для прогноза и обнаружения аналогичных нефтегазоносных интервалов в пределах всего мегарезервуара Пальмиридского складчатого пояса.

На основании анализа данных проведенных исследований сделаны следующие основные выводы:

Шустер В.Л. — разработал концепцию статьи, провел структуризацию материала, окончательно утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Shuster V.L. — development of the concept of the article, structuring of the material, approved the final version of the article and accepted the responsibility for all aspects of the work.

Тюкавкина О.В. — разработала концепцию статьи, подготовила текст статьи, провела моделирование и статистическую обработку параметров ГИС (работа в ПК Petrel, Statistica-Base), утвердила публикуемую версию статьи и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Картал И. — собрал фактический материал, провел моделирование (работа в ПК Petrel, Techlog), утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Tyukavkina O.V. — development of the concept of the article, preparation of the text of the article, modeling and statistical processing of GWD parameters (work in Petrel, Statistica-Base), approved the final version of the article and accepted the responsibility for all aspects of the work.

Kartal I. — collecting factual material, conducting modeling (working in PC Petrel, Techlog), approved the final version of the article and accepted the responsibility for all aspects of the work.