Оценка компонентов насыщения природных резервуаров углеводородов по комплексу литолого-петрофизических, геохимических и скважинных геофизических исследований

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи
исследования, научная новизна, приведены защищаемые научные положения и результаты, освещена апробация результатов и практическая значимость исследований.
В главе 1 рассмотрено современное состояние изучаемой проблемы. Геохимией органического вещества нефтегазоматеринских пород и изучением минерального состава и литологии занимались Баженова О.К., Баженова Т.К., Баженова С.Н., Вассоевич Н.Б., Зубков М.Ю., Калмыков Г.А., Клубова Т.Т., Козлова Е.В., Конторович А.Э., Коровина Т.А., Навроцкий О.К., Неручев С.Г., Постников А.В., Постникова О.В., Скибицкая Н.А., Сонич В.Я., Jarvie D.M., Peters K.E. и др. Разработке методик интерпретации данных ГИС в
нефтегазоматеринских породах посвящены работы Алексеева А.Д., Вендельштейна Б.Ю., 9
Дахнова В.Н., Добрынина В.М., Дьяконовой Т.Ф., Золоевой Г.М., Калмыкова Г.А., Кожевникова Д.А., Костериной В.А., Мартынова В.Г., Скибицкой Н.А., Соколовой Т.Ф. и др., а также и зарубежных исследователей Schmoker J.W., Passey Q.R, Herron M.M., Herron S.L., Isler D., Fertl W. и др. Методики петрофизической интерпретации данных геолого- технологических исследований (ГТИ) для определения ФЕС и характера насыщения пород широко рассмотрены в работах Лукьянова Э.Е. и Стрельченко В.В. Физико-химические свойства пород и, в частности, смачиваемость, исследовали Багринцева К.И., Богданович Н.Н., Гудок Н.С., Кобранова В.Н., Михайлов Н.Н., Салатьел Р.А., Скибицкая Н.А., Топорков В.Г., Тульбович Б.И., Amott E., Freedman R. и др.
Большинство отечественных исследований нефтегазоматеринских пород посвящено отложениям Баженовской свиты. Однако, как показывают исследования, органическое вещество, достигшее зрелости, в виде керогена и битумоидов присутствует во многих отложениях нефтегазоконденсатных месторождений и месторождений тяжелой нефти.
При оценке концентраций органического вещества по данным ГИС обычно применяются эмпирически установленные связи концентраций органического углерода (ТОС) с концентрациями радиоактивных нуклидов, преимущественно урана.
На практике для оценки концентраций ТОС по данным ГИС также используются методики Passey Q.R., Schmoker J.W. и Issler D.R. Ограничением методик является положение об однородности исследуемой породы, а именно: в методике Passey Q.R. неизменным полагается объем емкостного пространства, в методике Schmoker J.W. и Issler D.R. – постоянный состав матрицы породы. Для определения суммарных концентраций керогена необходимо знать долю углерода в его составе, которая зависит от типа керогена и его преобразованности, что не всегда можно достоверно определить.
В работах Бурхановой И.О детально рассматривались методики оценки концентраций битумоидов и жидких углеводородов в разрезе ОНГКМ по данным ГИС на основе относительного удельного электрического сопротивления (Бурханова И.О., 2012).
Данные геолого-технологических исследований (ГТИ) позволяют существенно снизить неопределенности интерпретации данных ГИС в нефтегазоматеринских породах. В работе (Gorynski K., Tobey M., Enriquez D. et al. 2017) описана методика, применяемая для раздельного определения концентраций керогена, битумоидов, легкой нефти, газа и воды по данным комплексного исследования образцов пород в процессе бурения.
Преобразование ОВ сопровождается изменением его физико-химических свойств. Кероген является неполярным и гидрофобным, асфальтены и тяжелые смолы биполярны и, как следствие, дифильны, а легкие смолы и масла неполярны и формируют гидрофобные свойства вмещающей их породообразующей матрицы (Скибицкая Н.А., 2011). Процесс
изменения физико-химических свойств ОВ, сопровождается изменением избирательной смачиваемости пород различными флюидами.
Глава 2 диссертации посвящена формированию комплекса лабораторных и скважинных исследований нефтегазоматеринских отложений, направленного на изучение литологических, петрофизических, геохимических и физико-химических характеристик породы.
Неоднородность нефтегазоматеринских пород по минеральному составу и компонентам органического вещества обусловливает неоднородность их свойств по разрезу. В связи с этим появляется необходимость совместного исследования литологических, физико-химических, геохимических и петрофизических характеристик образцов пород в лабораториях и разработки способов оценки этих характеристик по данным ГИС (Рисунок 1).
Важным пунктом являются литологические исследования, такие как методы рентгеновской дифракции (РСА и РФА), а также методы оптической и электронной микроскопии. Данные исследования позволяют определять минеральный состав породы, характер распределения ОВ и его компонентный состав, структуру порового пространства, а также позволяют проследить историю изменения характеристик пород в процессе катагенетического преобразования ОВ.
Данные литологических исследований нижнепермских отложения ОНГКМ показали, что они сложены известняками, доломитами и их переходными разностями. Для пород артинского и сакмарского яруса характерна загипсованность и ангидритизация. По структуре порового пространства породы разделяются на межзерново-кавернозные, тонко- и крупнопоровые межзерновые, а также и трещиноватые породы. Емкостное пространство пород достигает 20%.
Нижнемеловые и среднеюрские породы Восточно-Предкавказской НГО в зоне отбора керна представлены разнозернистыми полимиктовыми песчаниками и алевролитами с глинисто-карбонатным цементом и глинисто-кремнисто-карбонатными породами. Минеральный состав обломочной части преимущественно представлен кварцем, обломками магматических кислых пород и полевыми шпатами. По минеральному составу в исследуемых отложения преобладают два вида цемента. Первый вид имеет смешанный минеральный состав глин: каолинит, иллит, хлорит. Тип цементации преимущественно базальный, местами пленочно-поровый. Второй вид цемента карбонатный и состоит из доломита-сидерита. Емкостное пространство пород коллекторов достигает 25%.
Рисунок 1. Схема комплексного подхода к интерпретации данных ГИС с целью оценки литолого-петрофизических, геохимических и физико-химических характеристик
пород
Стандартный и расширенный комплекс петрофизических исследований включает определение коэффициентов пористости (открытой, эффективной, динамической), проницаемости (абсолютной и эффективной), остаточной водонасыщенности, текущей нефтенеасыщенности (для керна, отобранного по изолированной методике), глинистости, а также физических свойств, таких как интегральная и спектральная гамма-активность, объемная и минералогическая плотность, удельное электрическое сопротивление, скорости пробега продольной и поперечной волны.
В дополнение к стандартному комплексу петрофизических исследований в работе проведено определение коэффициента структурно-защемленной нефтегазонасыщенности (объем остаточной нефти или газа, обусловленный структурой порового пространства
породы) методами прямоточной капиллярной пропитки (ПКП) и аспирационной термомассометрии (АТММ), разработанными в Петрофизическом центре ИПНГ РАН.
Метод АТММ применяется для исследования форм и видов связи воды в горных породах во всем диапазоне ее проявлений. Важным результатом стала выявленная зависимость между средней скоростью сушки и средним диаметром пор образца. В диссертации представлены сравнения распределений пор по размерам, полученные тремя методами: АТММ, ЯМР и катодолюминисцентной микроскопии (Кузьмин В.А., 1987).
Геохимические исследования направлены на определение содержания керогена и битумоидов, компонентного состава битумоидов, степени преобразованности керогена и их элементного состава.
К физико-химическим характеристикам нефтегазоматеринских отложений относятся такие характеристики как избирательная смачиваемость породы водой и углеводородами, сорбционная емкость ОВ, коэффициент набухания ОВ. Исследования физико-химических свойств пород и ОВ позволяют прогнозировать объемы сорбированных органическим веществом легких углеводородов и фильтрационные свойства пород.
Переход от дискретных характеристик по керну к непрерывным характеристикам по разрезу осуществляется путем интерпретации данных ГИС на основе установленных эмпирических связей лабораторных параметров с физическими свойствами по данным ГИС (содержания радионуклидов, водородосодержание, плотность и др.).
В результате комплексной интерпретации данных ГИС, основанной на лабораторных исследованиях, реализуется возможность оценки физико-химических и геохимических характеристик нефтегазоматеринских пород, которые позволяют включать в геологические и гидродинамические 3D модели детализированные свойства отложений по характеру насыщения.
Глава 3 посвящена лабораторным геохимическим исследованиям кернового материала рассматриваемых отложений. В работе определение концентрации керогена проводилось комплексом пиролитических исследований и экстракцией порошков пород. В качестве растворителей при экстракции битумоидов использовались хлороформ и спиртобензол.
Пиролитические исследования позволяют оценить долю водорода, углерода и кислорода в составе органического вещества. Поэтому сумма параметров пиролиза может ассоциироваться с суммарной массовой концентрацией органического вещества (TOM – Total Organic Matter), которая включает кероген и битумоиды. В случае использования
экстрагированных порошков, параметр ТОМex характеризует концентрацию керогена (в % масс.).
соответственно.
Совместный анализ пиролитических и битуминологических исследований
свидетельствует об образовании кокса от битумоидов в фазе пиролиза, который, впоследствии, сжигается в фазе окисления в двух рассматриваемых коллекциях образцов. При этом чем тяжелее битумоиды, тем большая часть кокса от них образуется в фазе пиролиза. Этот эффект необходимо учитывать при определении концентраций битумоидов и их относительного компонентного состава на основании пиролитических исследований.
При наличии проведенных пиролитических исследований на неэкстрагированных порошках и данных по экстракции порошков для одного и того же образца керна существует возможность оценить массовую концентрацию керогена в образце. Для этого из суммарной концентрации ОВ в неэкстрагированном порошке (ТОМ) необходимо вычесть массовую концентрацию битумоидов, полученную путем экстракции:
CКЕР =TOMex ≈TOM −СВМК (2)
где Cкер – концентрация керогена, Свмк – концентрация битумоидов по результатам экстракции (параметры представлены в % масс.).
Для аргументации применимости методики, значения, полученные по выражению (2), сравнивались со значениями массовой концентрации керогена, полученной с помощью пиролиза экстрагированных порошков по выражению (1). Также сравнивались массовые концентрации битумоидов полученные путем экстракции и по данным пиролитических исследований. Концентрации битумоидов по данным пиролитических исследований рассчитывались по разности:
СВМК ≈ TOM − TOM ex (3)
Полученные сопоставления подтвердили применимость методики для расчета концентраций керогена и битумоидов по данным пиролитических исследований и экстракции.
На основании результатов пиролитических исследований можно сделать следующие выводы: 1) генерационный потенциал и концентрации органического вещества в нижнепермских отложениях ОНГКМ изменяются от очень хорошего до бедного, тип
TOM = PH +PO +PC +RC
(1) Где, PH, PO, PС и RС – определенные по данным пиролитических исследований массовые концентрации водорода, кислорода, углерода в фазе пиролиза и углерода в фазе окисления
керогена смешанный (II и III типа), градации катагенеза от ПК3 до МК2; 2) мезозойские отложений Восточно-Предкавказской НГО характеризуются низкими и бедными концентрациями органического вещества, генерационный потенциал бедный, тип керогена смешанный (преимущественно III тип), градации катагенеза от МК1 до МК3.
На Рисунке 2 представлены сопоставления результатов пиролитических и битуминологических исследований. Связь между концентрациями керогена и отношением концентраций битумоидов и керогена для нижнепермских отложений ОНГКМ (Рисунок 2а) описывается группой зависимостей с разным значением пика пиролиза S2 и описывается уравнением (4). Уменьшение параметра S2 и концентраций керогена с одновременным увеличением отношения концентраций битумоидов и керогена указывает на последовательное преобразование органического вещества в рассматриваемых отложениях.
(4)
ВМК КЕР

 (log10(СКЕР )+(−0.34*Ln(S 2)+0.9167)) 
С =С *10 −0.51 
Рисунок 2. Связь массовой концентрации керогена с отношением массовых концентраций битумоидов и керогена: а) для нижнепермских отложений ОНГКМ, цвет
палитры соответствует значению пика пиролиза S2, б) для нижнемеловых и среднеюрских отложений Восточно-Предкавказской НГО, цвет палитры соответствует возрасту отложений
Аналогичная зависимость для мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО (Рисунок 2б) характеризуется единой зависимостью и описывается уравнением 5. Наличие единой зависимости, возможно, связано с бедным текущим генерационным потенциалом рассматриваемых отложений и, как следствие, узким диапазоном изменения величины пика пиролиза S2.
CВМК = СКЕР *10
log10(СКЕР )+0.95 −0.78
(5) Компонентный состав битумоидов нижнепермских отложений ОНГКМ и биомаркерный анализ хлороформенных экстрактов показал их генетическую принадлежность к керогену и подтвердил, что степень преобразованности керогена относится к ранним стадиям нефтегенерации (градации катагенеза до МК2), что хорошо
коррелирует с данными пиролитических исследований.
Анализ лабораторных гамма-спектрометрических исследований рассматриваемых
отложений позволил выявить прямые связи изменения концентраций ОВ с изменением концентраций нуклидов тория и калия. Для мезозойских отложений Восточно- Предкавказской НГО подобная закономерность может быть объяснена ассоциацией органического вещества с минералами, содержащими калий, тогда как для нижнепермских отложений ОНГКМ различным содержанием нуклидов урана, тория и калия в битумоидах и керогене. По отношению изменения концентраций керогена и битумоидов в нижнепермских породах ОНГКМ можно сделать вывод, что концентрации битумоидов определяют радиоактивный фон отложений.
Таким образом, установлена взаимосвязь между концентрациями битумоидов и керогена как для нижнепермских отложений ОНГКМ, так и для нижнемеловых и среднеюрских пород Восточно-Предкавказской НГО. Знание концентраций керогена и битумоидов позволяет существенно дополнить петрофизическую модель и методику интерпретации данных ГИС.
В главе 4 рассмотрена связь физико-химических свойств породы с концентрациями ОВ и с петрофизическими параметрами.
Эксперименты по способности избирательно смачивать породу флюидами проводились по методике, предложенной Скибицкой Н.А., и реализованной на установке петрофизического центра ИПНГ РАН. Смачиваемость углеводородами определялась путем нанесения капли гексана на поверхность водонасыщенного образца в водной среде. Смачиваемость водой определялось нанесения капли воды на поверхность образца, насыщенного гексаном, в среде гексана. Измерение краевого угла смачиваемости θ проводилось на основе большого количества капель, сформированных на поверхности образца.
Распределение гидрофильных и гидрофобных зон в породе может быть различно и зависит от множества факторов, таких как: 1) распределение и тип органического вещества;
2) адсорбционная способность минералов; 3) физико-химические свойства флюидов. Как следствие смачиваемость породы флюидами в пласте может быть различна. В этом случае необходимо сравнить показатели смачиваемости в двух экспериментах. Информативным является параметр относительной смачиваемости, который рассчитывается как отношение угла смачиваемости породы углеводородами к углу смачиваемости водой (θГ-В / θВ-Г). Если параметр относительной смачиваемости меньше 1, образец характеризуется как преимущественно олеофильный. Если параметр относительной смачиваемости больше 1, образец является преимущественно гидрофильным.
Для нижнепермских отложений ОНГКМ и мезозойский отложений Восточно- Предкавказской НГО была выявлена закономерность изменения параметра относительной смачиваемости от массовой концентрации керогена, представленная на Рисунке 3. Данная связь характеризуется достаточно высоким коэффициентом корреляции для нижнепермских отложений ОНГКМ, тогда как для мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО данная закономерность характеризуется связью с меньшим коэффициентом корреляции.
Отмечена некоторая тенденция увеличения пиролитического индекса продуктивности PI с ростом гидрофильности. Полученная взаимосвязь указывает на то, что в интервалах с наиболее легкими углеводородами породы являются более гидрофильными.
Рисунок 3. Связь между параметром относительной смачиваемости и концентрацией керогена а) для нижнепермских отложений ОНГКМ и б) для нижнемеловых и среднеюрских
отложений Восточно-Предкавказской НГО. Цвет палитры соответствует пиролитическому индексу продуктивности PI
На Рисунке 4 представлено комплексное сопоставление петрофизических, физико- химических и геохимических характеристик нижнемеловых и среднеюрских пород
Восточно-Предкавказской НГО.
На основании Рисунка 4а и 4б и результатов проведенных литологических исследований можно сделать следующие выводы: 1) Для глинисто-кремнисто-карбонатных пород характерны преимущественная олеофильность, наибольшие концентрации керогена, коэффициент открытой пористости до 7% и высокий коэффициент n в уравнении Дахнова- Арчи; 2) заглинизириованные песчаники и алевролиты характеризуются промежуточной характеристикой смачиваемости, средней концентрацией керогена, коэффициентом открытой пористости от 7 до 14% и средним коэффициентом n в уравнении Дахнова-Арчи; 3) песчаники с карбонатно-глинистым цементом имеют низкие концентрации керогена, преимущественно гидрофильны, имеют коэффициент открытой пористости выше 14% и низкий коэффициент n в уравнении Дахнова-Арчи.
На Рисунке 4в изображена зависимость массовой концентрации керогена от относительной массовой концентрации нуклидов калия. Зависимость характеризуется высоким коэффициентом корреляции и может быть использована при интерпретации данных ГИС в рассматриваемых отложениях (при наличии ГМ-С).
Рисунок 4. Связь физико-химических, геохимических и петрофизических характеристик пород нижнемелового и среднеюрского возраста Восточно-Предкавказской
НГО. а – связь параметра насыщения с остаточной водонасыщенностью; б – связь концентрации керогена с коэффициентом открытой пористости; в – связь концентрации керогена с относительной массовой концентрацией нуклидов калия (а) – палитра коэффициент открытой пористости; б) и в) – палитра параметр относительной смачиваемости)
Таким образом, комплексное исследование пород позволило доказать наличие связи между геохимическими, физико-химическими и петрофизическими свойствами пород. Данные исследования позволили усовершенствовать методику оценки коэффициента
суммарной нефтегазонасыщенности по ГИС и предложить алгоритм оценки параметра относительной смачиваемости по ГИС на основании его связи с концентрацией керогена.
В главе 5 рассматривается комплексная интерпретация данных ГИС с целью дифференцированной оценки компонентов насыщения.
В состав нефтегазоматеринских пород входят как традиционные углеводороды (легкая нефть и газ), так и органическое вещество, представленное битумоидами и керогеном (Рисунок 5).
Рисунок 5. Схема компонентов органического вещества в составе нефтегазоматеринских пород и основные методики определения их концентраций
Для определения концентраций нефти и битумоидов на керне, отобранном по изолированной методике (с сохранением пластового насыщения), используется методика Закса. Для определения концентраций битумоидов применяется методика экстракции порошков пород органическими растворителями. Методики прямого определения концентраций керогена достаточно затруднительны и приводят к разрушению породы. Поэтому для оценки концентраций органического углерода, используют пиролитические исследования экстрагированных и неэкстрагированных порошков. При исследовании неэкстрагированных пород параметр ТОС характеризует массовую концентрацию органического углерода приходящуюся на кероген, битумоиды и сорбированные легкие углеводороды. Величина параметра ТОС для неэкстрагированных пород может быть больше, меньше или равна концентрацие керогена в образце, что преимущественно зависит от соотношения концентраций керогена и битумоидов в породе. В случае экстрагированных
порошков параметр ТОС характеризует массовую концентрацию органического углерода входящего в состав керогена.
По данным исследований содержания урана в органическом веществе карбонатных отложений ОНГКМ (Скибицкая Н.А., Зекель Л.А., Доманова Е.Г. и др.) максимальные концентрации урана приурочены к керогену, закономерно снижаются в асфальтенах и далее быстро уменьшаются по линии последовательного преобразования асфальтенов в тяжелые смолы, легкие смолы, масла.
В пятой главе диссертации представлены прямые зависимости между парциальным вкладом нуклидов тория и калия в интегральную гамма активность и концентрациями керогена (при относительно низкой интегральной гамма активности). Можно предположить, что в связи с неравными концентрациями урана в битумоидах и керогене, при низких концентрациях последних, может наблюдаться повышенный вклад урана в интегральную гамма активность, связанный с концентрациями битумоидов (преимущественно асфальтенов). А так как основной вклад тория и калия ассоциирован с керогеном, то наличие тория и калия может напрямую коррелироваться с содержанием концентраций керогена в породе.
На Рисунках 6 и 7 представлены распределения массовых концентраций керогена и битумоидов определенных по данным лабораторных и скважинных исследований. В целом отмечается аналогичный характер распределений свойств, что свидетельствует о достоверности результатов примененной методики для оценки концентраций компонентов органического вещества в породах рассматриваемых отложений.
Рисунок. 6. Распределения значений массовых концентраций керогена (а) и битумоидов (б) для нижнепермских отложений ОНГКМ по результатам лабораторных
(голубая линия) и скважинных (синяя линия) исследований
Рисунок 7. Распределения значений массовых концентраций керогена (а) и битумоидов (б) для юрских и нижнемеловых отложений Восточно-Предкавказской НГО по
результатам лабораторных (голубая линия) и скважинных (синяя линия) исследований
На рисунке 8а-б представлены примеры интерпретации данных ГИС по предложенному алгоритму исследований в разрезах рассматриваемых отложений.
Для оценки минерального состава пород и коэффициента общей пористости применялся алгоритм построения объемной модели, в которую, помимо минеральных компонент, задавались оцененные объемные концентрации керогена и битумоидов (перевод массовых концентраций в объемные осуществлен с помощью плотностного метода и объемной плотности компонентов) в виде непрерывных диаграмм по разрезу.
Дифференцированная оценка концентраций компонентов насыщения на основании скважинных данных была проведена в соответствии с предположением, что емкостное пространство пород содержит пластовую воду, битумоиды, жидкие углеводороды и газ.
Суммарная нефтегазонасыщенность оценивалась на основании метода электрических сопротивлений. Объем жидких углеводородов в нижнепермских отложениях ОНГКМ оценен как разность концентраций текущей нефтенасыщенности по методу Закса и массовой концентрацией битумоидов. Концентрация жидких углеводородов для мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО рассчитана на основе зависимости между концентрациями керогена и битумоидов. Установлено, что изменению определенной массы керогена не соответствует равная масса образованных битумоидов. Разность между этими концентрациями ассоциировалась с концентрацией жидких углеводородов, образованных в процессе преобразования высокомолекулярных компонентов битумоидов до жидких углеводородов.
Рисунок 8. Планшеты с результатами интерпретации данных ГИС для нижнепермских отложений ОНГКМ (а) и мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО (б)
а)
б)

Объем газа в породе был рассчитан как разность между объемной суммарной нефтегазонасыщенностью и объемными концентрациями жидких углеводородов и битумоидов.
Компонентный состав битумоидов по данным скважинных исследований (окно 10 Рисунок 8а) оценен по зависимостям между индивидуальными концентрациями компонентов битумоидов и их суммарной концентрацией для нижнепермских отложений ОНГКМ. Для мезозойских отложений Восточно-Предкавказской НГО компонентный состав битумоидов (окно 8 Рисунок 8б) оценен на основании средних значений относительных концентраций компонентов битумоидов для разных стратиграфических единиц.
Таким образом, интерпретация данных ГИС, основанная на комплексных лабораторных исследованиях керна, позволяет проводить дифференцированную оценку компонентов насыщения нефтегазоматеринских пород и одновременную оценку их физико- химических и геохимических характеристик.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ВЫВОДЫ
Предложенный комплекс лабораторных и скважинных исследований, направлен на повышение информативности трёхмерных геологических и гидродинамических моделей природных резервуаров, приуроченных к нефтегазоматеринским породам. Дифференцированная модель компонентов органического вещества и пластовых флюидов с одновременной оценкой физико-химических характеристик позволят проводить дифференцированный подсчет запасов месторождений и прогнозировать подвижность пластовых флюидов и фазовые проницаемости пород.
В рамках диссертационной работы были разработаны подходы к оценке содержания отдельных компонентов ОВ по данным лабораторных исследований и ГИС. Проанализированы возможности и составлен комплекс стандартных и специальных методов лабораторных и скважинных геофизических исследований для определения характеристик и оценки компонентов насыщения рассматриваемых отложений.
Для определения массовых концентраций керогена в образцах пород разработан специальный подход, основанный на комплексном сопоставлении результатов пиролитических исследований и экстракции образцов горных пород.
По результатам выполненной работы можно сформулировать следующие рекомендации по проведению исследований.
При определении массовых концентраций органического вещества по данным пиролитических исследований необходимо учитывать, что при пиролизе тяжелых
битумоидов возможно образование кокса, который впоследствии сжигается в фазе окисления.
Для корректного определения концентраций органического вещества в породе необходимо учитывать, что массовые концентрации органического вещества, определенные по пиролитическим исследованиям и экстракции, характеризуют их массу непосредственно в матрице породы и для использования в петрофизических расчетах требуют перевода в концентрации в породе.
Для обеспечения построения качественной петрофизической модели отложений необходимым условием является определение комплекса характеристик на представительной коллекции керна и на одном и том же образце. Лабораторные исследования керна рекомендуется проводить на неэкстрагированном керне с целью сохранения первичных петрофизических и физико-химических характеристик.
Геохимические исследования органического вещества должны проводиться как на растворяемом в органических растворителях ОВ – битумоидах, так и на нерастворимом ОВ – керогене.
В комплекс ГИС рекомендуется включать методы радиометрии, тесно связанные с химическим составом отложений (гамма-спектрометрия, импульсная нейтронная гамма- спектрометрия, гамма-гамма метод в плотностной и селективной модификациях), а также волновой диэлектрический и ядерно-магнитный методы.
Для снижения неопределенностей интерпретации данных ГИС в нефтегазоматеринских отложениях рекомендуется применять данные геолого- технологических исследований. Совместное использование разного рода данных геолого- технологических исследований и ГИС позволяет определять большой спектр свойств и характеристик пород, что вносит существенный вклад в формирование мероприятий для подбора оптимальных параметров бурения и при заканчивании скважин, а также при выборе технологий разработки месторождения.
Для детального учета вида связи воды с породой практический интерес представляет сопоставление результатов метода ядерно-магнитной релаксометрии с результатами определений водонасыщенности по данным аспирационной термомассометрии и прямоточной капиллярной пропитки.