актеру поведінки фактичної каротажной кривої навпроти пласта з типовими формами каротажних кривих для різного роду фацій, тобто з типовими генетичними моделями фацій.
Для карбонатних порід якісні каротажні моделі фацій через складність їх літолого-фаціальні складу до теперішнього часу поки не обгрунтовані.
Кількісні генетичні каротажні моделі фацій відображають характерні зміни (кількісні) певних геологічних параметрів (наприклад, глинястості, пористості та ін.), які оцінюються за даними ГІС для різних типів фацій.
При цьому необхідно оцінювати також вплив на форму каротажних кривих так званих заважають факторів, до яких відносяться вплив мінералізації пластових вод, хімічного складу бурового розчину, характеру проникнення фільтрату промивної рідини в пласт, співвідношення діаметра свердловини і потужності пласта, присутності в прискважинной зоні пласта залишкової нафти, апаратурні похибки та ін. Якщо вплив заважають факторів велике, то використання каротажной кривої для фаціальні аналізу недоцільно.
Слід зазначити, що запропонована методика фациальной інтерпретації даних ГІС заснована на використанні кількісних каротажних моделей ФАЦий карбонатних порід.
Таким чином, для виділення в карбонатному розрізі різних фацій будують залежності зміни глинястості, ефективної пористості і водонасиченому пластів з глибиною, а також докладну ЛІТОЛОГІЧНИХ колонку, тобто отримують фактичні каротажні моделі фацій.
Потім фактичні моделі порівнюють з типовими генетичними кількісними каротажними моделями для генетичних груп (типів) карбонатних порід, наведених, з метою встановлення їх подібності та ідентифікації карбонатних фацій.
Тут же залучаються відомості за геологічними і технологічних досліджень, включаючи інформацію про колекторських властивостях по шламу і керну, дані випробування, результати палеотектонические, палеогеоморфологіческіе і сейсмостратіграфіческого аналізів, а також виміри пластової наклонометріі і різних видів свердловинних сканерів.
За сукупністю результатів визначення фацій по всім методам проводиться оцінка фациальной приналежності інтервалів досліджуваного розрізу до тих чи інших генетичним групам (типам) карбонатних порід.
Слід звернути увагу на те, що визначення по ГІС генетичних груп карбонатних порід, а не окремих типів фацій, як для терригенного розрізу, пов'язано зі значною поліфаціальностью їх літологічного складу по вертикалі і латералі і з недостатньою розробленістю всього спектра кількісних генетичних моделей каротажних карбонатних фацій.
. Приклади виділення
Застосування даних ГІС для оцінки фацій карбонатних порід Рибкінского родовища (Оренбурзька область) показало, що на розглянутому родовищі поклади вуглеводнів пов'язані з ріфогеннимі (берегової риф) пастками, присвяченими до Прирозломного зоні (структурно-диз'юнктивним пасткам) товщі девону.
Якщо поклад, до якої відносяться вкв. 300, 166, 301 і скв. 302, утворилася в ядрі рифовою споруди, що позначилося на порівняно високих колекторських властивостях карбонатних порід і низьких значеннях нерозчинного залишку, то поклад, пов'язана зі свердловиною 168, утворилася, по всій вірогідності, в районі підводної частини схилу карбонатної платформи, де протікали процеси розмиву карбонатних порід.
Крім того, велике значення в скороченні колекторського інтервалу першого резервуара зробило наявність тектонічного порушення між свердловинами 168 і 302.
У свердловині 167 поклад, приурочена до першого резервуару, утворена біогермнимі породами ядра рифа, тоді як другий резервуар сформувався в умовах схилу карбонатної платформи, де в нижній частині відбувалося накопичення глинистих порід.
Разом з тим, незважаючи на розходження в фациальной приналежності карбонатних порід, що складають резервуари покладів, їх геофізична характеристика і колекторські властивості вказують на масивно-пластовий характер нафтових покладів продуктивного пласта Рибкінского родовища.
