Между тем, из-за громадного литостатического давления (массы вышележащих слоев) трещина на глубине образоваться не может, но если бы и смогла, то уменьшить давление не сумела бы, так как  массу не изменила бы. Для понижения давления необходимо убрать толщу горных пород мощностью несколько километров, что на Земле, к радости всех живущих, не происходит.

       Плутонические породы получили название сначала изверженных, потом магматических, а нептунические - осадочных. Магматические по месту  остывания магмы были разделены  на интрузивные и эффузивные. Интрузивные (внедрившиеся, глубинные): гранит, диорит, габбро, перидотит и другие. Эффузивные (излившиеся или вулканические): липарит, андезит, базальт и другие. Между тем вулканические составляют лишь часть эффузивных пород. Вулканические = пирокластические + эффузивные; пирокластические – значит, образовались за счет выброшенных раскаленных, огненных обломков лавы, а эффузивные - при излиянии лавы. Разделение горных пород по происхождению на магматические, осадочные и метаморфические в современной геологии сохраняется на начало XXI века. Научной такую классификацию горных пород принять нельзя.

       На  основании чего горные породы разделяются  по происхождению? Что, горные породы несут  признаки своего происхождения? Нет, таких  признаков в них нет. В разные времена одной и той же породе приписывалось различное происхождение. Например, гнейс. Дж. Ардуино в середине XVIII в. считал его первичной породой, созданной Богом при создании Земли до сотворения на ней жизни. А.Г. Вернер в конце XVIII в. отнес гнейс к химической породе, выкристаллизовавшейся из первичного нагретого минерализованного океана после образования гранита. В начале XIX в. Б. Котта  с позиции плутонизма предложил считать гнейс породой первичной коры охлаждения ранее расплавленного земного шара. Уже полтора столетия с середины  XIX в. гнейс принимают метаморфической породой. Но во все эти времена гнейсом называли кристаллическую породу, сложенную полосами минералов разного цвета, т.е. определяли его не по происхождению, а по структуре и текстуре, что и предложено делать в настоящем издании.

       Классифицировались  горные породы по генезису потому, что  сначала придумывалась схема  происхождения нашей планеты  или ее глубинного строения, а затем  к ней подбирались типы горных пород, иллюстрирующие эту схему. Такой  способ мышления от общего к частному называется дедуктивным. Но можно ли говорить сначала о происхождении земного шара или его строении, а потом называть то, что его слагает? На основании чего тогда говорится о происхождении и строении? Изначально дедуктивное мышление в естествознании не применимо, такое мышления в геологии не является научным.

       Цель  естественных наук, к каким относится  и геология, в познании законов  строения и функционирования природных  объектов. Это осуществляется путем  суммирования общих свойств единичных объектов или явлений. Это индуктивный способ мышления, от частного к общему (закону), не от представления к иллюстрации, как при дедукции, а от понятий (сравнения свойств или признаков объектов) к закону. Логическое (научное) мышление в естествознании обязывает думать понятиями. Мышление представлениями (вымыслом) дает бессмыслицу. Приведенный пример появления термина “магма” - яркое свидетельство бессмыслицы в геологии.

       Индуктивный метод познания геологического мира использован в данном пособии. Изложение геологических воззрений начинается не с констатации готовой истины (например, так как в глубинном строении земного шара выделяются ..., то ...), а с характеристики и анализа геологических объектов, существование которых неопровержимо самим фактом их непосредственного наблюдения (присутствия).

2. Коэффициент пористости и объемной плотности водонасыщенных пород в Западной Сибири

       На  этапе подсчёта запасов пористость коллекторов Кп определяется по материалам акустического каротажа (АК) с использованием эмпирических парных или многомерных зависимостей между К_п и интервальным временем _Dt.  

       Существует  несколько методик определения  пористости пород по данным АК.  

       - Определение пористости по экспериментальным зависимостям _Dt(К_п), полученным на представительной коллекции образцов пород с учётом условий их залегания, характерных для данного разреза. Однако, как показали наши исследования, зависимости _Dst(К_п) типа «керн-керн», установленные в разных петрофизических лабораториях на одной и той же коллекции образцов существенно различаются даже в примерно одинаковых условиях измерения _Dt.  

         
Рис.1. Зависимость  интервального времени  от коэффициента пористости для отложений  юры месторождений  Западной Сибири 

       Это показывает, что в настоящее время пока нет единой методики измерения в лабораторных условиях интервального времени. Нет единого мнения и о влиянии температуры на скорость распространения упругих волн. В лабораторных условиях невозможно также смоделировать реальный фазовый состав жидкости в радиусе исследования АК. К тому же эти зависимости даже при полном учёте пластовых условий не совсем адаптированы к ним в связи с тем, что в лабораторных условиях Dt измеряется параллельно напластованию, тогда как в скважинных условиях (при каротаже) интервальное время измеряется перпендикулярно напластованию. При значительной акустической неоднородности это обстоятельство может повлиять на поведение зависимости _Dt(К_п).  

       В связи с этими ограничениями  использовать зависимость _Dt(К_п) типа «керн-керн» для определения К_п с уверенностью нельзя.  

       - Определение коэффициента пористости  по статистическим уравнениям (зависимости типа «керн-ГИС») интервального времени от пористости, установленным для определенных стратиграфических подразделений или пластов. При этом _Dt получают по АК, а К_п - по керну в интервалах с представительным керном. Такая зависимость, установленная для отложений юры, приведена на рисунке 1. В диапазоне пористости от плотных карбонатизированных до песчано-алевролитовых разностей зависимость описывается уравнением  

         
Формула 1. Зависимость  получена по представительному  керну из пласта Ю₁ и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири. 

       Зависимость (1) получена по представительному керну из пласта Ю₁ и акустическому каротажу нескольких месторождений, расположенных на обширной территории Западной Сибири, имеет высокий коэффициент корреляции (r=0.98) и ее можно использовать для определения К_п коллекторов юры в пределах Среднеобской нефтегазоносной области и Уренгой-Пуровского района.  

       Зависимость на рисунке дополнена данными  по пластам БП20 Харампурского и  БП_8-14 Тарасовского месторождений. Как видно, точки по пластам БП хорошо согласуются с юрскими, что может свидетельствовать о возможности использования зависимости (1) и для определения пористости коллекторов пластов группы БП.  

       Ранее полученная в ЗапСибГеоНАЦ зависимость  _Dt(К_п) для ачимовских отложений Уренгойского ГКМ имеет вид _Dt = 5.24 К_п + 172.42 и располагается несколько выше юрской. Статистическая зависимость К_п(_Dt) предпочтительнее, так как при ее использовании систематические ошибки минимальны.  

       - Определение коэффициента пористости  по уравнению среднего времени  (УСВ) достаточно распространено  на практике. Выражение для К_п имеет вид  

         
Формула 2. Определение  коэффициента пористости по уравнению среднего времени (УСВ) 

       Как видно из уравнения (2), результаты определения  К_п значительно зависят от достоверности параметров _Dt_ск и _Dt_ж.  

       Существует  несколько способов определения  _Dt_ск. Наиболее правильным следует считать _Dt_ск, определенное путем линейной экстраполяции зависимости К_п(_Dt) к нулевой пористости. По зависимости (1) _Dt_ск для юрских отложений будет равно 166 мкс/м.  

       Интервальное  время в заполнителе порового пространства зависит от состава  флюидов, температуры и давления (глубины залегания). Для условий  Западной Сибири рекомендуется значение _Dt_ж принимать равным 610 мкс/м [1], которое, очевидно, характерно для однородных водных растворов. В реальных нефтеносных пластах в радиусе исследования АК находится остаточная нефть, а также смесь фильтрата бурового раствора и пластовой воды. Для такого заполнителя порового пространства _Dt_ж будет другим, что и подтверждается на практике. При рекомендованном _Dt_ж=610 мкс/м полученные значения Кп оказываются завышенными.  

       В связи с этим целесообразно определять _Dt_ж расчетным путем по уравнению (2), решая его относительно _Dt_ж по известным К_п по керну и _Dt по АК.  

       В частности, для отложений пласта Ю₁ Харампурского месторождения по выборке пластов с достоверным керном среднее значение _Dt_ж можно при нять равным 665 мкс/м.  

       При таком подходе к определению _Dt_ж в той или иной мере должно учитываться влияние глинистых частиц в породе.  

       - Определение коэффициента пористости  может быть осуществлено при  использовании многомерных моделей.  В частности, В.Г. Фоменко, С.Г.  Шальновой и др. [2] предложена методика, сущность которой заключается в том, что по материалам нескольких месторождений Уренгойского нефтегазоносного района было получено уравнение, которое описывает связь между К_п, _Dt и a_пс:  

         
Формула 3. Определение  коэффициента пористости может быть осуществлено при использовании  многомерных моделей. 

       где 0.175с - комплексный параметр (обозначенный нами С), который в целом учитывает размерность величин в уравнении и степень уплотнения пород; величина 180 принята авторами как _Dt_ск.  

       Авторы  методики не указывают значение коэффициента пропорциональности с, а величина 0.175 в уравнении (3) рекомендована как константа для определения К_п всех стратиграфических комплексов Западной Сибири.  

       Однако, как показал опыт применения этой методики при подсчете запасов в  ТТЭ (ЗапСибГеоНАЦ), значения коэффициента 0.175с и _Dt_ск необходимо уточнять для каждого объекта с учетом условий его залегания и литологических особенностей пород.  

       В связи с этим Г.В.Таужнянским, Е.Е.Селивановой, О.А.Соколовской и др. предложена и успешно применяется на протяжении многих лет методика уточнения коэффициента 0.175с в уравнении (3). Она заключается в том, что по пластам с высоким выносом керна (не менее 70-80%) и количеством исследованных образцов более 3-5 на 1 метр разреза при известных значениях К_п, _Dt и a_пс, уравнение (3) решается относительно коэффициента С. При таком подходе можно использовать также уверенные значения К_п по каротажу (например, по ГГК-П).  

       Уточненный  таким способом коэффициент С  для отложений юры Харампурского  месторождения при _Dt_ск=166 мкс/м равен 0.258 и формула (3) примет вид  

         
Формула 4. Формула (3) при уточненненном  коэффициент С. 

       В общем коэффициент С имеет  тенденцию к уменьшению вверх  по разрезу. Для пластов ПК Харампурского месторождения он равен 0.139.  

       Рассмотренные методики дают практически одинаковые результаты и полностью совпадают  с данными керна. Так, по пласту Ю₁ Харампурского месторождения по скважинам с АК получены следующие средневзвешенные значения К_п  

         
Рис.2. Рассмотренные  методики дают практически  одинаковые результаты и полностью совпадают  с данными керна. 

       Наиболее надежной считаем зависимость К_п(_Dt), при которой интервальное время определяется по результатам исследований в скважинах, а К_п устанавливается по данным представительного керна. В сильно глинистых пластах, по-видимому, лучшие результаты могут быть получены по методике К_п(_Dt,a_пс). Однако при использовании этой методики возникают некоторые сложности при расчете a_пс с выбором опорного пласта.  

       Таким образом, полученные авторами, а также  усовершенствованные с учётом конкретных геологических условий известные методики определения пористости коллекторов месторождений Тюменской области по интервальному времени распространения упругой волны прошли апробацию и рекомендуются для практического применения.