Затем фактические модели сравнивают с типовыми генетическими количественными каротажными моделями для генетических групп (типов) карбонатных пород, приведенных, с целью установления их сходства и идентификации карбонатных фаций.
Здесь же привлекаются сведения по геологическим и технологическим исследованиям, включая информацию о коллекторских свойствах по шламу и керну, данные опробования, результаты палеотектонического, палеогеоморфологического и сейсмостратиграфического анализов, а также замеры пластовой наклонометрии и различных видов скважинных сканеров.
По совокупности результатов определения фаций по всем методам производится оценка фациальной принадлежности интервалов исследуемого разреза к тем или иным генетическим группам (типам) карбонатных пород.
Следует обратить внимание на то, что определение по ГИС генетических групп карбонатных пород, а не отдельных типов фаций, как для терригенного разреза, связано со значительной полифациальностью их литологического состава по вертикали и латерали и с недостаточной разработанностью всего спектра количественных генетических моделей каротажных карбонатных фаций.
. Примеры выделения
Применение данных ГИС для оценки фаций карбонатных пород Рыбкинского месторождения (Оренбургская область) показало, что на рассматриваемом месторождении залежи углеводородов связаны с рифогенными (береговой риф) ловушками, приуроченными к приразломной зоне (структурно-дизъюнктивным ловушкам) толщи девона.
Если залежь, к которой относятся скв. 300, 166, 301 и скв. 302, образовалась в ядре рифовой постройки, что сказалось на сравнительно высоких коллекторских свойствах карбонатных пород и низких значениях нерастворимого остатка, то залежь, связанная со скважиной 168, образовалась, по всей вероятности, в районе подводной части склона карбонатной платформы, где протекали процессы размыва карбонатных пород.
Кроме того, большое значение в сокращении коллекторского интервала первого резервуара оказало наличие тектонического нарушения между скважинами 168 и 302.
В скважине 167 залежь, приуроченная к первому резервуару, образована биогермными породами ядра рифа, тогда как второй резервуар сформировался в условиях склона карбонатной платформы, где в нижней части происходило накопление глинистых пород.
Вместе с тем, несмотря на различие в фациальной принадлежности карбонатных пород, слагающих резервуары залежей, их геофизическая характеристика и коллекторские свойства указывают на массивно-пластовый характер нефтяных залежей продуктивного пласта Рыбкинского месторождения.