В этих терминах всегда есть путаница.

Как-то у меня состоялся такой разговор на конференции с коллегой (К), которому я обязан многими своими знаниями. Я еще только перешел в геологию и реально сомневался в своей осведомленности.

Я: а чем литотипы отличаются от петротипов?
К: я всегда считал, что литотипы - это то что выделяется по керну, а петротипы - по ГИС.
Я: а что тогда докладчик под ними понимает?
К: я сам не понимаю...

Давайте попробуем прояснить эту тему и представим все термины в виде единой связанной системы.

Эти термины относятся к разным аспектам изучения осадочных пород и имеют различный масштаб применения:

Литотипы (в англ.язычной литературе lithofacies)

- описывает горную породу по керну
- обычно не могут быть однозначно выделены только по ГИС (из-за недостаточной информативности ГИС)
- используется для описания геологического разреза

Петротипы

- объединяют литотипы в классы с близкими петрофизическими свойствами, что позволяет их идентифицировать по ГИС
- выделяются по кривым ГИС (ГК/НК и ГГКп/НК)
- используется для уточнения петрофизической модели - разные зависимости для разных петротипов

Фации (в англ.язычной литературе facies association)

- характеризуют условия образования горных пород (палеогеографическая обстановка)
- выделяются по комплексу: описание керна → по кривым ГИС → распространение фаций между скважинами
- используются для уточнения межскважинной корреляции

Секвенции
- охватывают значительную часть бассейна осадконакопления и отражают циклы колебаний уровня моря
- выделяющиеся по сейсморазведке
- также используются для межскважинной корреляции

Получается такая иерархия: литотипы (керн, микроуровень) → петротипы (петрофизические классы, видны по ГИС) → фации (палеообстановка, ГИС + керн) → секвенции (бассейновый уровень, сейсмика).

Теперь давайте разберем каждый термин отдельно.

Литотип

это горная порода с набором установленных признаков, включающих гранулометрический состав, структуру, текстуру и фильтрационно-емкостные свойства.

Пример, "песчаник среднезернистый, среднесортированный, с косой однонаправленной слоистостью"

Исторически, сам термин "литотип" впервые предложен C.A.Seyler в 1954 году [1] для угольной петрологии при обозначения пластов гумусовых углей. Первоначальная классификация углей включала четыре литотипа: витраин, кларин, дураин и фузеин – видимые компоненты полосчатых битуминозных углей.

В современной седиментологии идентификация литотипов основана на комплексе результатов исследования керна: гранулометрического (по диаграммам Л.Б. Рухина, Ф. Шепарда, Американского нефтяного института, Конта), вещественного и минералогического состава горных пород (диаграмма TAS для вулканогенных пород [Петрографический кодекс, 2010]), фильтрационно-емкостных свойств, а также фотографий и послойного описания керна.

Петротип

Т.к. информативность методов ГИС не позволяет выделять литотипы, то для этой цели применяются петротипы – более крупные единицы классификации, включающие один или несколько литотипов.

Ещё G.E.Archie в 1952 году [2] разработал концепцию петрофизической классификации карбонатов и ввел понятие "rock type" (тип породы) в контексте петрофизики. Согласно Archie, "rock type" – это толща пород, части которой отложились в одинаковых условиях и подверглись одним и тем же процессам вторичного преобразования, обладающая определенным распределением пор по размерам.

В русской науке слово «петротип» сначала жило в петрографии, а уже потом концепция петротипа (petrotype) была сформулирована P.W.M. Corbett и D.K.Potter в 2004 году [3] для обозначения типов пород, обладающих схожими гидравлическими и фильтрационными свойствами.

Их подход основан на концепции глобальных гидравлических элементов (Global Hydraulic Elements, GHE), которая, в свою очередь, базируется на индикаторе зоны потока (Flow Zone Indicator, FZI). Если сказать проще, то FZI - это относительная оценка качества пор для возможности течения флюида, рассчитанная по пористости и проницаемости.

Первичный этап выделения петротипов заключается в анализе кросс-плота зависимости проницаемости от пористости (Кпр-Кп) по данным керна с визуализацией по величине остаточной водонасыщенности. Такая визуализация позволяет идентифицировать:

• две или более области коллекторов с различными ФЕС;
• области неколлекторов (аргиллитов);
• области карбонатных пород (при их наличии).

При выборе комплекса методов ГИС для прогноза петротипов используются те методы, которые представлены в большинстве скважин изучаемого месторождения. Наиболее распространенные комбинации методов ГИС:

• ГК-НК – классическая пара методов;
• ГГКп-НК – "буржуйский" вариант;
• ПС-НК – тоже иногда вариант.

Фация

это отложение или комплекс отложений, сформировавшихся в определенной физико-географической обстановке осадконакопления и характеризующихся специфическими литологическими, палеонтологическими и структурно-текстурными признаками.

Термин впервые предложен швейцарским геологом Amanz Gressly в 1838–1841 годах для разделения одновозрастных отложений, отличающихся по облику (от латинского "facies" – лицо).

Существует два основных понимания фации:

1. Фация как порода – возникающая в определённой обстановке осадконакопления
2. Фация как обстановка осадконакопления (современная или древняя), овеществлённая в осадке или породе

Географические обстановки и ландшафты распределены на земной поверхности закономерно, в определенном порядке: горная система, внутри нее – межгорные впадины, низкогорье, предгорье, высокая равнина, низкая равнина, береговая линия, прибрежная часть моря. Каждая фация связана с какой-то из этих обстановок, и фации образуют закономерно построенный ряд.

Фациальный анализ (выделение фаций) представляет собой комплекс нескольких этапов:

• Изучение керна:
• Седиментологическое описание – детальное изучение текстур (косая слоистость, знаки ряби, биотурбация), структур, следов течений, которые указывают на обстановку осадконакопления.
• Палеонтологический анализ – изучение органических остатков для определения глубины бассейна, солености, температуры воды.
• Геохимический анализ – изучение содержания микроэлементов, изотопного состава для определения условий окислительно-восстановительной среды.
• Анализ литологических последовательностей – выявление закономерностей чередования пород (например, укрупнение или измельчение зерна вверх по разрезу).
• Построение фациальных моделей – сопоставление наблюдаемых признаков с современными аналогами обстановок осадконакопления.
• Литолого-фациальное картирование – построение карт распространения фаций для реконструкции палеогеографии.

Выделение фаций по данным геофизических исследований скважин (ГИС) основано на фундаментальных исследования В.С.Муромцева [4]. Методика заключается в распознавании на каротажных кривых качественных признаков изменения гранулометрического состава горных пород, который, в свою очередь, напрямую зависит от обстановки осадконакопления. Методика позволяет по форме каротажных кривых восстанавливать условия формирования осадков и осуществлять их прогнозирование.

Так были разработаны модели фаций для континентальных (русловых, пойменных), прибрежно-морских и дельтовых обстановок:

Кроме этого спектрометрия естественного гамма-излучения (СГК) позволяет определять массовые содержания урана (U), тория (Th) и калия (K), а их соотношения указывают на тип глинистых минералов, который обусловлен условиями осадконакопления – каолинитовые глины с высокой радиоактивностью формируются в континентальной обстановке, монтмориллонитовые и гидрослюдистые глины с низкой радиоактивностью – в морской.

Еще более продвинутый метод определения минерального состава – импульсный нейтрон-гамма спектрометрий каротаж (ИНГКс). Он позволяет зарегистрировать относительные содержания основных породообразующих элементов (Ca, Si, Cl, H, O, C и др.), по которым можно восстановить полный минеральный состав горных пород.

Микроимиджеры используются для интерпретации условий осадконакопления путем выделения углов падения пластов.

Секвенции

выделяются по сейсмике и представляют собой комбинацию фаций, что делает их наиболее крупномасштабным уровнем расчленения продуктивного горизонта.

Термин "секвенция" в геологии был впервые предложен L.Sloss в 1949 году и более полно определён им в 1963 году. Он определил секвенцию как относительно согласованную последовательность генетически взаимосвязанных слоев горных пород, ограниченных несогласиями.

Более простыми словами, секвенция (секвент, сиквенс) – это непрерывная (согласная) последовательность слоев горных пород, ограниченная перерывами в осадконакоплении или размывами ранее отложенных горных пород (несогласия). Эти слои образуются в течение одного цикла изменения уровня моря и связаны с осадконакоплением в конкретном бассейне.

Уровень моря здесь имеет ключевое значение – именно с его изменениями связаны появления несогласий: при стабильном подъёме уровня моря образуются однотипные осадки, затем при стабилизации уровня меняется тип осадков, а при его снижении происходит размыв уже отложенных осадков.

Таким образом выделяется четыре системных трактов:

Методы выделения секвенций (секвенс-стратиграфический анализ):

• Сейсмостратиграфический анализ – интерпретация сейсмических профилей, где отражающие горизонты соответствуют изохронным границам несогласий или поверхностям напластования. Сейсмические данные позволяют прослеживать границы секвенций на больших расстояниях.
• Выявление поверхностей несогласий – картирование региональных эрозионных поверхностей, перерывов в осадконакоплении. Признаками границ секвенций служат слои, несущие следы субаэральной переработки осадков: палеопочвы, крупные каверны, заполненные глинистыми перекрывающими осадками, субаэральная брекчия, корневые системы наземных растений.
• Анализ типов прилегания слоев – изучение геометрии залегания пластов относительно поверхностей несогласия (прилегание, налегание, подошвенное прилегание).
• Фациальный анализ в секвенс-стратиграфическом контексте – прослеживание латеральных изменений фаций для определения направления перемещения береговой линии.

Таким образом

все термины можно объединить в единую систему ранжируя их по масштабу выделения от меньшего к большему - литотипы складываются в петротипы, затем идут фации, а закономерные сочетания фаций образуют секвенции:

• Литотипы – выделяются по керну
• Петротипы – объединяют литотипы и выделяются по ГИС
• Фации – характеризуют обстановку осадконакопления и выделяеются и по керну и ГИС.
• Секвенции – охватывают целый бассейн седиментации и выделяются преимущественно по данным сейсморазведки

Литература

1. Seyler, C. A. The past and future of coal - the contribution of coal petrology / C. A. Seyler // Proceedings of the South Wales Institute of Engineers. – 1948. – Vol. 63. – P. 213–243.
2. Archie G. E. The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics // Transactions of the American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum Engineers (AIME). 1942. Vol. 146. P. 54–62.
3. Corbett, P. W. M. Petrotyping: a basemap and atlas for navigating through permeability and porosity data for reservoir comparison and permeability prediction / P. W. M. Corbett, D. K. Potter // Proceedings of the International Symposium of the Society of Core Analysts (Abu Dhabi, UAE, 5–9 October 2004). – Abu Dhabi : Society of Core Analysts, 2004. – Paper SCA2004-30. – 12 p.
4. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. - Недра, Ленинград, 1984 г., 260 стр., УДК: 550.8

За годы преподавания я заметил, что это для меня самая сложная тема – ее сложнее всего рассказывать, а слушателям сложнее всего понимать. Поэтому давайте попробую объяснить все максимально просто.

Капиллярные силы (то лежит в основе капиллярных моделей) - это силы, возникающие из-за поверхностного натяжения на границе смачивающей и несмачивающей фаз (вода-нефть, вода-газ) и взаимодействия со стенками пор.

Капиллярные модели нам нужны, чтобы описать, как распределяются нефть, вода и газ в поровом пространстве породы. Они позволяют без использования электрических методов связать свойства породы (размер пор, пористость) с насыщенностями и переходом между флюидами.

И когда-то у меня состоялся такой разговор со студентом (С) на экзамене:

• Я: Что такое капиллярная модель?
• С: Я не знаю, я честно пытался разобраться, но в этой теме вообще не могу.
• Я: Ну ок, смотри, предположим ты вылил на стол стакан воды. Затем положил в лужу губку для посуды и пачку салфеток. Что произойдет?
• С: и то и другое будет впитывать воду
• Я: Почему?
• С: Ну, вода втягивается в поры и наполняет эти объекты.
• Я: Предположим, что объем воды на столе бесконечен, то в каком объекте вода поднимется выше и почему?
• С: В салфетках, потому что там поры меньше.
• Я: Так вот знаю высоту стола (зеркало чистой воды) и размер пор (функция от пористости) можно рассчитать степень насыщения салфетки, губки или горной породы. А сами капиллярные модели – это, не что иное, как математика, чтобы этот процесс описать.

Еще есть очень хороший пример с кубиком сахара, когда его макаешь в чай (спасибо Евгений). И еще на форуме строителей (про строительства фундамента) я вычитал, что вода поднимается в атмосферных условиях в песчанике на 30 см, в глине 1.5 м. И есть такая красивая установка для школьных опытов.

В принципе на этом всё :)

Основные капиллярные модели и их практическое использование описаны в книжке. Если кратко (взято из книжки):

• - J-функция (функция М.Лаверетта) исторически первая и учитывает только диаметр и количество трубок (капилляров), но имеет максимальное распространение, т.к. используется в геологическом и гидродинамическом моделировании (т.е. максимально универсальна – один раз построил и все могут использовать)
• - уравнения Брукс-Кори – самое популярное в петрофизике (не используется в геологии и гидродинамике), позволяется учитывать форму капиллярных кривых, т.е. более точно аппроксимировать кривые капиллярного давления (ККД), на которые все строится.
• - уравнение Скельта-Харрисона – еще более точно описывает форму ККД за счет S-образной функции.

Интересный момент – если залежь гидрофобная (т.е. на стенках нефть, а не вода), то зеркало чистой воды может быть выше ВНК. В теории.

Я долго вкуривал этот момент – ну не стыковалось у меня в голове такая модель. Пока мне не подсказал коллега – «так ведь залежь изначально гидрофильная, т.к. горные породы образовались в воде, а гидрофобной она становится благодаря изменениям нефти (см. статью про битум), а не из-за капиллярных сил, поэтому зеркало остается на месте».

Текст написан для канала Записки петрофизика

После некоторого поиска нашел два интересных исследования: от наших китайских коллег [1,2,3] и британских ученых [4]. Выводы в них схожи, но китайские коллеги выполнили более масштабную работу (да еще и с пруфами), поэтому картинки будут от них.

Для начала что они сделали

Они численно замоделировали воздействие трещины на горную породу 3х3 см с пористостью 1.85%, и находящуюся под разным горизонтальным давлением: максимальное Sн и минимальное Sh. В модели находилась залеченная трещина и под углом от 30 до 90 градусов к максимальному напряжению.

Причем результаты математического расчета были проверены на реальных моделях (не реальных образцах) из спрессованного песка

Основной результат работы

На возможность раскрытия залеченной естественной трещины (ЕТ) влияет соотношение плотности залечивающего материала к плотности матрицы (Cementation Strength Ratio, CSR) и угол, под которым гидравлическая трещина (ГТ) гидроразрыва встречает естественную трещину.

Сначала рассмотрим соотношение плотностей

Для венд-кембрийских отложений Восточной Сибири характерно заполнение трещин:

• галитом CSR ≈ 0.2–0.4
• кальцитом CSR ≈ 0.6–0.8

Далее смотрим куда эти значения попадают.

Было смоделировано распространение трещины гидроразрыва (ГТ) и малоугловой (30º) естественной трещины с различными коэффициентами прочности цементации. Красные линии обозначают трещины, образовавшиеся в результате разрушения при гидроразрыве, а зеленые линии – трещины, образовавшиеся в результате раскрытия естественной трещины (ЕТ).

CSR > 1.0 - цемент прочнее матрицы, и гидравлическая трещина попросту пересекает залеченную трещину как сплошное препятствие, практически не изменяя траекторию.

CSR = 0.5–1.0 (кальцит) - гидравлическая трещина пересекает естественную с локальным смещением направления распространения

CSR = 0.3–0.4 - происходит остановка (arrest) гидравлической трещины непосредственно на залеченной трещине, за которой следует интенсивное раскрытие естественной под давлением жидкости ГРП, затем гидравлическая трещина отклоняется к кончику естественной трещины и продолжает распространяться.

CSR < 0.3 (галит) - помимо остановки и раскрытия развивается наблюдается дополнительно растрескивание горной породы (bifurcation) – гидравлическая трещина генерирует множественные отрезвления, коммуницирующие с кончиками естественной трещины.

Во времени механизм образования дополнительных трещин выглядит следующим образом:

1. ГТ не может механически преодолеть раздел между слабым цементом и матрицей, поскольку энергия распространения окачиваемой жидкости становится недостаточной для разрушения.
2. Вместо проникновения сквозь границу фронт ГТ останавливается, а давление жидкости непрерывно нарастает, так как жидкость уже не может двигаться вперёд в направлении главного горизонтального напряжения.
3. Нарастающее давление инициирует раскрытие ЕТ, но это раскрытие носит комбинированный характер – оно не ограничивается простым растяжением, а сопровождается выраженным сдвигом.
4. На верхней и нижней поверхностях ЕТ возникают интенсивные сдвиговые напряжения, которые инициируют систему вторичных сдвиговых микротрещин, выходящих из плоскости залеченной трещины в окружающую матрицу.

Теперь про угол

Когда угол наклона естественной трещины небольшой - происходит именно, то что мы рассмотрели - трещина гидроразрыва останавливается естественной трещиной и создает дополнительные (бифуркационные) трещины, которые сообщаются с кончиком естественной трещины.

Но когда угол наклона естественной трещины меньше или равен 60º - трещина гидроразрыва раскрывает естественную трещину без создания дополнительной трещиноватости.

Таким образом

Трещины, залеченные галитом, в процессе гидроразрыва пласта должны раскрываться и создавать дополнительную трещиноватость, а трещины, залеченные кальцитом, не оказывают значительного влияния.

Литература

1. Wang H., Xiao P., Zhou D., Wang Q. Numerical modelling of interaction of cemented natural fractures and hydraulic fractures // Scientific Reports. 2024. Vol. 14. Art. 32050. DOI: 10.1038/s41598-024-83632-9.
2. Zhang H., Chen J., Zhao Z., Li Z., Nie X. The propagation behavior of hydraulic fracture network in a reservoir with cemented natural fractures // Energy Science & Engineering. 2023. Vol. 11. P. 1643–1661. DOI: 10.1002/ese3.1410.
3. Zhou J., Chen M., Jin Y., Zhang G. Analysis of fracture propagation behavior and fracture geometry using a tri-axial fracturing system in naturally fractured reservoirs // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. 2008. Vol. 45, no. 7. P. 1143–1152. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2008.01.001.
4. Sarmadi N., Nezhad M. M., Fisher Q. J. 2D Phase‑Field Modelling of Hydraulic Fracturing Affected by Cemented Natural Fractures Embedded in Saturated Poroelastic Rocks // Rock Mechanics and Rock Engineering. 2024. Vol. 57. P. 2539–2566. DOI: 10.1007/s00603-023-03621-8.

Этот материал основан на личном опыте, а также представляет собой компиляцию и переработку постов, опубликованных в разные периоды в канале Записки петрофизика

Как я учись

написано 9 октября 2023

В основе моей системы обучение лежит постулат “никто никого научить ничего не может”. Другими словами от других можно только получить информацию, а трансформировать ее в знание, которое можно применять, надо уже самостоятельно.

Источники получения информации я вижу следующие:

• Лекции

Минус очных лекций в том, что их нельзя пересмотреть и поставить на паузу, чтобы законспектировать. Поэтому я очень люблю онлайн-лекции. У меня есть правило: каждый день я трачу 30 минут в день на изучение видео-лекций.

• Книги

Стараюсь выбирать по рекомендациям от профильных экспертов. Перед прочтением стараюсь посмотреть лекцию, чтобы читалось проще.

• Эксперты/наставники

"15 минут общения с наставником могут заменить годы самостоятельного обучения". Действительно это самый эффективный способ обучения. А также наставник порекомендует и книги и видео.

• Тренинги/курсы

Игорь Манн говорит, что перед тем как отправить подчинённого на тренинг, он просит его прочитать две книги по теме тренинга, и обычно после этого необходимость в тренинге отпадает. Мое мнение, что тренинги нужно больше для мотивации, чем для обучения. Это тоже очень полезно, но надо различать.

Трансформировать информацию в знание помогает моя тетрадка с конспектами. Это происходит в три этапа: сначала когда делаешь в ней записи, затем когда их обобщаешь и делаешь выводы, а потом когда повторяешь.

Ничего нового я сейчас не открыл. Все очень просто. Но это действительно так работает!

добавлено 24 сентября 2025

Мне, как занятому человеку, сложно выделить время на обучение в течение дня или вечером, но я заметил что 20 минут я могу выделить. Особенно перед работой, пока голова ещё ничем не занята, а рабочие задачи еще не набрали силу. Я вот прихожу на рабочее место, сажусь, наливаю себе кофе. И слушаю вот 20 минут короткий ролик, как раз кофе заканчивается и начинается рабочий день.

Вроде бы как 20 минут, это немного, но вот за эти 20 минут в течение 2.5 недель, я стал понимать в сейсмику. С ней я знаком давно, сталкивался еще во времена учебы и работы. Но одно дело, когда это было «когда-то», и совсем другое сейчас.

Как бы я устраивался на работу

написано 31 августа 2022

Когда-то я вел обучающий проект по нефтянке для школьников. Для его разработки я собрал запросы самих школьников - что бы им хотелось получить от этого проекта. И одновременно с этим мне написали уже мои студенты с аналогичным запросом.

“Как мне устроиться на работу (поступить на целевое место) в респектабельную компанию?”

Со школьниками я до этого никогда не работал, но вот у студентов-петрофизиков/геофизиков с этим никогда проблем не было… До этого года… Теперь тема стала актуальна. И я изложу как бы я стал действовать. Но с учетом моего уже наработанного опыта (раньше я был балбесом).

Самое главное что нужно работодателю - это быть уверенным что вы будете хорошо работать. А хорошо работать вы будете если у вас на это будет мотивация.

И главное, что это никак не проверить на собеседовании. Т.е. человек может иметь средний бал 5.0 и быть прекрасным зубрилой с отсутствием желания что-то создавать самому. А может быть ленивый троешник с креативными способностями и желанием заработать как можно больше.

Мои подход представляет собой адаптацию бизнесовой темы, а точнее привлечение инвестиций. Там есть такое понятие как MVP (minimal viable product - минимально жизнеспособный продукт). Т.е. это “демоверсия” бизнес проекта, на которую потрачены минимальные деньги или вообще не потрачено ничего. Её задача показать то, что ваша бизнес-идея работает, подтвердить объем инвестиций и сроки окупаемости. И самое главное - показать потенциальному инвестору, что вы действительно можете что-то создать (а не на словах).

Если применить этот подход к студенчеству, то может получить примерно это: в качестве диплома выполняем перспективное, актуально и главное хайповое исследование. И выполняем так, чтобы потом в резюме факт выполнения был центральным пунктом. Т.е. некое "портфолио".

Тут уже не получится скопипастить подсчет запасов, а придется сделать хорошую магистерскую диссертацию или зачаток кандидатской.

Это сложно объяснить. Попробую накидать примерный план:

1. “Выбор ниши”

• выписываем все компании куда мы можем устроиться на практику во время учебы
• находим их топовые направления развития (то что они сейчас активно качают)
• формируем список направлений с их лидерами (каждое направление кто-то тащит)
• пишем/звоним/приходим во все эти компании на все адреса (в том числе обязательно лидерам направлений) с обоснованием что хотите практиковаться именно у них, потому что они ведут такие-то направления
• повторяем предыдущий пункт пока не ответят
• выбираем что-то одно - что больше к душе

2. “Анализ конкурентов”

• на этапе изучаем всю имеющуюся информацию по выбранной теме: статьи, диссертации, доклады, пишем другим авторам с вопросами

3. Во время прохождения практики

• жадно изучаем все по теме
• договариваемся о прохождении следующих практик на том же месте

4. После практики

• выступаем на студенческой конференции с обзорным докладом
• продолжаем изучать тему, формируем постановку проблемы и ищем способы ее решения
• продолжаем взаимодействовать с лидером направления из компании и другими авторами статей

5. Следующая практика

• все точно также
• только доклад с предложениями решения проблемы на более статусной конференции

6. Третья практика

• все также
• доклад уже не обязателен
• оформляем научную новизну и практическую значимость
• пишем научную статью

7. Диплом/магистерская

• переделываем научную статью в диплом

8. Трудоустройство

• если вы проходили практику там где хочется, то должны быть уже договориться о трудоустройстве
• если нет, то берем свою статью и идем в другие компании, показывать что хорошо шарите в перспективном направлении

И программа максимум: успеть поработать в трех разных компаниях (но по одному направлению).

Что очень важно в работе

написано 27 февраля 2025

Когда-то мне посоветовали книгу Тимоти Харриса “Как работать 4 часа в неделю”. Хоть в этой книге всего несколько идей, но они были для меня очень ценными.

Обычно когда я рекомендую эту книгу кому-нибудь, то в большинстве случаев получаю примерно такую обратную связь: “фу, фу, фу… посмотрите на него… он работать не хочет…”. Хотя маркетинговый посыл этой книги именно об этом, но полученные знания я применил ровно наоборот.

И главное в описанном там функционале это два закона:

• Закон Парето: 20% вложений дают 80% результата.
• Закон Паркинсона: задача прибавляет в значимости и сложности соразмерно времени, которое на нее отпущено.

Если перефразировать, то большая часть наших усилий тратится впустую и мы слишком заморачиваемся.

А уже исходя из моего опыта я вывел такую формулу:

1. Любую задачу можно решить проще
2. Когда найдено решение проще, то можно найти решение еще проще

Иными словами - надо повышать эффективность своих решений.

Самый яркий пример произошел у меня еще в студенчестве. Когда я пришел на производство, мне дали задание подшить стратиграфию к РИГИСу, т.е. соотнести одну таблицу у другой - по 600 скважинам и по 9 пластам (ВПР там не сработает). На третий день такой работы я получил наполовину подшитую таблицу и боль в глазах. И я начал изучать программирование - на это ушел один день и потом несколько часов на написание кода (в первый раз все-таки писал). С тех пор больше таблички руками я не заполнял.

Вообще прикольно иногда себе бросить вызов - работать только 4 часа в день (не в неделю), т.е. оптимизировать выполнение своих задач, чтобы выполнить их в 2 раза быстрее. Хоть и звучит как фантастика, но это действительно реально сделать в большинстве случаев (но, например, технологический процесс не ускоришь - керн не будет быстрее экстрагировать или исследоваться).

А что делать с остальными часами? Все просто - взять работу сложнее и интереснее! Мне кажется именно в этом секрет профессионального роста.

Кем я вижу эксперта

написано 20 июля 2022

Недавно я заметил, что моё понимание того кто такой эксперт несколько отличается. Давайте я изложу свои мысли, а вы скажите насколько я прав?

Эксперт для меня - это тот специалист, который сделал достаточно много ошибок в своем направлении деятельности. Есть такая фраза “у каждого успешного предпринимателя есть своё кладбище бизнесов”, так и здесь.

Такой человек принимает решения на основе своего опыта. Он не только видит (или не видит) метод, который сработает, но и самое главное - знает почему другие 10 методов не сработают. И это понимание к нему пришло именно потому что он эти все методы уже испробовал.

Но вот как понять, что “кладбище” уже достаточно обширное - это уже сложный вопрос. По моему наблюдению есть два индикаторных момента: человек не стремается говорить о своих ошибках и человек преподает. Вот это внешние проявления экспертности.

И ещё момент - эксперт не может быть во всем эксперт. У каждого есть своя специализация. Например, можно разбираться в моделях сложнопостроенных коллекторов и не уметь интерпретировать АКШ. Но, конечно, представление об этом иметь нужно.

Отсюда и мой вариант ответа на вопрос как стать экспертом: нужно выбрать своё направление и "копать" сфокусировано именно в нем. И еще желательно обзавестись наставником, кто уже много "копал" и сможет избавить от ошибок.

Как участвовать в конкурсах

написано 10 июня 2023

Пост для молодых специалистов

Я недавно принял уже очередное участие в качестве жюри. И вот хотел бы кое-чем поделиться.

Первое это то, что жюрить намного сложнее, чем выступать. Для меня это однозначно. Для меня выступить несколько раз перед самой сложной аудиторию проще, чем один раз сесть в жюри.

Я бы думал, что это только для меня так. Но нет! Поговорив с коллегами - некоторые члены жюри не могут спать следующую ночь после заслушиваний. Вот так вот.

На самом деле выносить оценки докладчикам очень сложно. Вот, например, выходит специалист и рассказывает свою работу. И ты видишь сколько труда в неё вложено. Но или тема слишком частная, или не эффективная, или с ним недоработали наставники, или что-то другое. Или просто другие темы были сильнее. И вот он не выигрывает... И воспринимает это на своё счет, как свой личный проигрыш... А ты ничего не можешь поделать.

Все кто вышел на сцену - уже победители!!

Есть конечно некоторые проекты, которые мочить не жалко, а, наоборот, жалко когда они выигрывают. В этих проектах номинанты показывают чужую работу. Но и здесь больше вина не специалистов, а их руководителей.

Так уж случились обстоятельства, что я очень мало участвовал в конференциях молодых специалистов в качестве именно участника. Но я как-то не парился по поводу проигрыша. Для меня конференции были возможностью пообщаться и чему-то научиться. И по большей части - потусить с экспертами.

Вообще для меня проигрыш важнее выигрыша, но если уметь с ним работать.

Как-то успешного человека спросили: как вы стали успешным. Он ответил: "когда я в детстве приходил домой, мама у меня спрашивал: "ну что? Удача или опыт?"

Вот опыт намного важнее. Очень много мне удалось добиться именно потому что у меня не получилось!

Один из законов успеха гласит: Упорство!

Упорство можно выработать, только когда у тебя не получилось 10 раз, а ты идешь на 11.

Есть такая присказка из бизнеса: в среднем только каждый десятый бизнес становится успешным, поэтому готовься разориться 9 раз.

А в книге про Абрамовича было описано как его учили: покупаешь водку за 100р рядом с рынком и идёшь на рынок ее продавать по 150р.

Если тебя послали больше 99 раз из 100, то твой бизнес нерентабельный.

Если тебя послали 98 раз из 100, то ты на грани рентабельности.

А если 97, то ты в плюсе.

Первое правило - упорство. Второе - скорость. Третье - наставник.

С этими правилами у вас есть все ресурсы, чтобы добиться всего что захотите! Вообще всего!!

Как написать научные статьи

написано 19 июля 2022

Начнем с того - что такое "журнал ВАК"?

Может не все знают? Высшая Аттестационная Комиссия - это то место, где выдают дипломы кандидаторов наук. Диссер защищается на научном совете, а потом в ВАКе проверяют все ли хорошо с ним. И если все ОК, то выдают заветный красный диплом (а сейчас не выдают - ограничиваются справкой на А4, может кризис?).

ВАК выпускает список журналов, которые он признаёт как нормальные и защитывает публикации в них за подтверждение качества представляемого диссера. Вот такие журналы называют "журнал ВАК". Другие издания без этого статуса тоже могут быть нормальными, но они уже не так котируются.

Теперь что такое Индекс Хирша

По сути это показатель качества ваших публикаций. Примерно равен: число цитирований делить на число публикаций (на самом деле там сложный алгоритм, но так понятнее). Чем этот индекс выше, тем более признанным ученым вы являетесь. Для сравнения: у В.И.Петерсилье - 6, а у В.Н.Дахнова - 10. Рассчитывается он на сайте elibrary для каждого автора (можно там посмотреть и свой и индексы других людей).

И теперь самое главное - как писать?

Тут тоже напишу список из 10-ти принципов (будет примерно как чек-лист):

1. Узнайте процедуру согласования публикаций у себя в компании - она может занимать продолжительное время и могут быть темы табу.

2. Перед тем как начать писать, изучите работы других авторов по вашей теме (особенно тех кто работает с вами в одной компании), чтобы не повторять уже озвученные идеи, и чтобы сделать грамотные ссылки.

3. В статье должна быть научная новизна - это то что вы сделали нового в науке. Например, придумали новую формулу. Если этого нет, то и не надо писать статью. Научную новизну нужно сформулировать кратко и понятно и написать в аннотации к статье.

4. Ваша научная новизна должна иметь практическую значимость - т.е. вносить какой-то вклад в производство - делать что-то полезное. Если этого пункта нет, то работа имеет статус "академической" - по другому, большинству людей непонятной (академикам можно быть непонятными).

5. В статье должна быть понятная структура:

• начать нужно с начала - описать почему вообще подняли эту тему
• затем обозначить ее актуальность и рассказать почему стандартные подходы не сработали
• далее описать свою научную новизну (свой подход)
• показать его практическую значимость (какую пользу он принес)
• и написать итоги вашей работы - чего вы добились

А еще лучше использовать структуру IMRaD.

Кажется просто? На самом деле нет. Это самое главное замечание, которое я делаю при рецензировании статей. Есть разные структуры изложения, но главное чтобы структура была.

6. Представьте, что вы рассказываете свою работу вашему лучшему другу, который вообще не шарит в теме. Такой подход позволяет упростить язык повествования.

7. Дайте прочитать коллеге (не соавтору) - если он поймет, что вы хотели донести, то ок.

8. Попросите этого же коллегу исправить орфографические ошибки.

9. Сделайте ссылки на источники литературы, изученные во втором пункте. Но только на те, которые реально связаны с вашей публикацией - не надо делать 100500 ссылок на всё что можно. Желательно делать ссылки в квадратных скобках по тексту (хотя бы по 80% всех источников) - без этого выглядит непрофессионально.

Еще лайфхак - правильно оформленную ссылку можно скопировать из elibrary.

10. Напишите аннотацию, заключение и название статьи! Название должно точно отражать сущность вашей работы. А аннотация и заключение должны быть написаны таким образом, чтобы специалист прочитав только их, смог понять вашу работу.

Для меня важен этот тезис: кондиционные данные и без поправок позволят получить достоверные результаты, а брак поправками не исправить.

Просто так ответить на вопрос невозможно. Нужно разделить три возможных варианта.

1. Приемка первичного материала от сервисников. 
Все аппаратурные поправки должны быть введены, а в отчете это должно быть отражено (желательно и в las-файлах). Но в НИПИ нужно это перепроверить. Если что-то не так, то потребовать исправить.

2. Исторический материал, указан тип прибора, есть методика введения поправок именно для это прибора. 
Нужно перепроверить вводились ли вопровки и ввести если они не вводились

3. Исторический материал с загадочным прибором (мой любимый случай)
Не вводить поправки, т.к. они могут быть введены и не понятно какие вводить. Если есть много свободного времени, то можно попробовать ввести разные поправки и сравнить сходимость результатов с априорными данными. Если станет лучше, то вводить (а в отчете описать какие поправки и  на основании чего вводились)

4. Универсальные поправки: за толщину пласта и т.д. Вводить только после обоснования повышения точности результатов с обоснование как в п.3. 
Лично мои опыты показывают, что после ввода таких поправок достоверность результатов не повышается.

В любом случае ввод поправок или наоборот отказ от ввода поправок должны быть обоснован и описан в соответствующем разделе пояснительной записки.

Цифровой керна представляет собой “оцифрованную” горную породу с помощью томографа. На данных томографии (рентгеновской плотности) моделируют элементно-минеральный состав, электрические свойства, фильтрационные возможности и влияние различных факторов с помощью специальных математических алгоритмов.

В целом исследования можно разделить на 2 категории:

• исследования на образцах малого размера (порядка нескольких миллиметров)
• исследования полноразмерного керна

Главное преимущество Цифрового керна перед обычными исследованиями - это то что на нем можно "проводить исследования" (моделировать) многократно, где реальные образцы разрушаются после первого опыта. Это, в первую очередь, актуально для исследования влияния различных МУН на горные породы.

Кроме этого Цифровой керн может выдать: Кп, Кпр, ОФП и мин.состав (часть из этого пока в теории, но к этому стремятся). Для петрофизики это актуально для исследования тонкослоистых коллекторов - там где отобрать "чистый" образец одного литотипа невозможно. Например, можно получить ответ могут ли глинистые прослои в викуловке содержать углеводороды.

Исследования полноразмерного керна не позволяют добиться такой точности как при исследования малого размера - поры малого размера не получается выделить томографу. Здесь можно получить рентгеновскую плотность и оценить анизотропию горной породы.

У меня возникает закономерный вопрос о достоверности моделирования - на сколько точно модели повторяют реальные опыты?

PS. за помощью в написании материала благодарю экспертов ЦИК и коллег из @main_petrophysics_hub

Если его выделил, то завысил толщины, если нет - то занизил. Правильного ответа нет

С коллекторами Восточной Сибири всегда ассоциируются два фактора: битуминизация и засолонение. Про первое мы тоже уже поговорили, и теперь поговорим о засолонении.

Во-первых нужно отметить, что залосонение коллекторов может быть вызвано двумя причинами:

• в процессе седиментации при осаждении солей в морских бассейнах при их высыхании (пример - каширские отложения Татарстана [1])
• в результате вторичных процессов (Восточная Сибирь)

Сейчас мы поговорим именно про второй тип засолонения.

Вообще засолонение связно с наличием в пустотном пространстве коллекторов двух минералов: галита и ангидрита. Хотя в большинстве случаем исследователями рассматривается только наличие одного минерала (с игнорированием присутствия другого), рассматривать их нужно вместе.

Сложность таких отложений связана сразу с рядом факторов:

1. Разнонаправленное влияние на методы ГИС: например, ангидрит повышает плотность, а галит ее понижает.
2. Сложность определения объема галита на керне: галит содержится в горных породах как в твердой фазе (заполняя собой поры), так и в пластовой воде (ее минерализация достигает 600 г/л), из-за чего сложно отделить исходный галит от галита, выпавшего в осадок в процессе извлечения керна.
3. Растворение галита при разработке залежи: при растворении галита пресной нагнетаемой водой происходит повышение температуры, что, в свою очередь, приводит к выпадению из пластовых вод карбонатов и полной кольматации пустотного пространства.

Модель формирования отложений

В Восточной Сибири, где засолонение является результатом вторичных процессов – осаждения минералов из пластовых вод циркулирующих по тектоническим нарушениям (трещинам).

При этом наблюдается очаговое распределение соли – встречаются участки (как региональные, так и вертикальные) полностью кольматированные ангидритом и галитом, на фоне чистых коллекторов.

Примером таких отложений является хамакинский горизонт. По фотографиям керна отложения характеризуются пятнистыми структурами. Размер пятен варьируется от 1 до 16 см. Характерная белесость этих участков обусловлена наличием тонкорассеянного ангидрита, который формирует в поровом пространстве породы агрегаты шестоватых кристаллов и включений.

В отличие от включений ангидрита, засолонение галитом не явно выражено на фотографиях керна. Уверенно галит выделяется только непосредственно на керновом материале.

Предполагается следующая этапность засолонения горизонта [2;3;4]:

1. Осадки накапливались в прибрежно-континентальных условиях, характеризующихся низкой концентрацией солей в водах.
2. В последствие началось накопление карбонатно-галогенных отложений, перекрывающих рассматриваемый комплекс. При этом происходило просачивание солей в нижележащие проницаемые горизонты, что привело к их незначительному засолонению.
3. В пермотриасовом периоде тектоническая активизация региона (суперплюм) привела к формированию восходящих магматических потоков. Эти потоки, проникая по разуплотнённым зонам, рассекали терригенные и карбонатные отложения, включая надсолевую часть разреза, создавая интрузии. Проникновение интрузий вызывало высокое давление, активировало разломы и нагревало как породы, так и пластовые флюиды вблизи зон внедрения магмы. Горячие воды, растворяя соли, увеличивали свою плотность и под действием гравитации и давления мигрировали в нижние интервалы разреза образовавшимся разломам. Поэтому максимальное засолонение коллекторов фиксируется вблизи тектонических нарушений.
4. Рассолы, проникшие в терригенные пласты, распространялись по разрезу, вытесняя ранее присутствовавшие флюиды, особенно активно в коллекторах с высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами. Из-за этого заглинизированные пласты зачастую сохранили свои исходные коллекторские свойства.
5. В дальнейшем, при понижении регионального давления и температуры происходило осаждение солей. Причем галит заполнял оставшееся пустотное пространство после раскристаллизации ангидрита и является наиболее поздним (по времени образования) вторичным минералом. [2;3].

На характер распределения галита в пустотном пространстве также оказывает влияние смачиваемость поверхности твердой фазы [4]: для гидрофобных коллекторов предполагается, что кристаллы соли образуются на поверхности поровых каналов и могут полностью занимать поровое пространство, в тоже время для гидрофильных коллекторов максимальное значение коэффициента засолонения определяется остаточной водонасыщенностью пород (1 – Кво).

Во втором случае в поровом пространстве формируются мелкие кристаллы или комочки соли, плавающие в поровом флюиде и способные фильтроваться по пласту и извлекаться вместе с промышленным флюидом при разработке месторождения [4].

Методы определения по керну и по ГИС

Для количественного определения галита по керну необходимо использовать специальную методику [5]: объем галита в пустотном пространстве определяется как разница коэффициента пористости полностью обессоленного образца и образца до процесса отмыва пустотного пространства:

Ксоль = Кп(после отмыва) - Кп(до отмыва)

Исследование дополнительно контролируется замерами изменения массы, объемной и минералогической плотностей образца до и после обессоливания, а также рентгеноструктурным анализом (РСА).

Однако нужно отметить неоднозначность этого метода в условиях одновременного присутствия в горной породе галита и ангидрита – в процессе обессоливания образца вместе с галитом из пустотного пространства вымывается часть ангидрита. А проконтролировать этот процесс уже достаточно сложно.

На методы ГИС ангидрит и галит оказывают разнонаправленное влияние, что вызывает дополнительные трудности при определении подсчетных параметров:

• Ангидрит характеризуется интервальным временем пробега продольных волн (164 мкс/м), сопоставимым с породообразующими минералами, а галит – интервальным временем (221 мкс/м) пробега, сопоставимым с глиной.
• Плотности ангидрита (2.98 г/см3) и галита (2.2 г/см3) существенно контрастируют между собой и с другими породообразующими минералами.
• Ангидрит и галит характеризуются отсутствием вородосодержания, но т.к. в состав галита входит хлор (замедлитель нейтронов), то присутствие галита в горной породе оказывает влияние на нейтронные методы – водородосодержание по нейтрон-нейтронному методу по тепловым нейтронам (ННКт) и нейтрон-гамма методу (НГК) будет завышено.
• Также ангидрит и галит не проводят электрический ток и характеризуются низкими значениями гамма метода.

Выделяются три подхода к учету засолонения при петрофизическом моделировании:

1. Построение объемно-компонентной модели, включающей ангидрит и хлорит. Сущность подхода заключается в решении прямой задачи геофизики - подборе такого состава горной породы, при котором моделируемые показания зондов ГИС соответствуют реальным, зарегистрированным в скважине. Для определения пористости горных пород с учетом мине­ральных и структурных особенностей пустотного пространства возможно использование всего комплекса методов пористости – АК, НК, ГГКп, а также методов ГГКпл, ГК и СГК.
2. Нахождение трехмерных эмпирических связей: АК + НК; НК + ГГКп ГГКп + АК [4;5;6 и других]. Недостатком такого подхода является то, что при его использовании исследователи работают только с одним минералом – галитом или ангидритом, а влиянием другого пренебрегают.
3. Использование нейтронных методов: здесь также можно выделить три способа.

• Сопоставление водородосодержания по разным модификациям нейтронного метода [7].
  
  Показания метода ННКнт определяются в основном водородосодержанием среды (поглощающие свойства хлора не оказывают влияния). Показания ННКт зависят уже и от замедляющих (наличие водорода) и от поглощающих свойств среды (наличие хлора). Таким образом, регистрируемые показания метода будут занижены в интервалах с высокими поглощающими свойствами. Показания НГК будет еще в большей степени зависеть от наличия хлора – при поглощении тепловых нейтронов ядра элементов испускают различное количество гамма-квантов (водород – 1 гамма-квант, хлор – более 2 гамма-квантов).
  
  Ограничением этого метода является тот факт, что в скважинах, в подавляющем большинстве случаев, записывается только одна модификация нейтронного метода (ННКт или НГК). В данное время производится разработка специальной аппаратуры нейтронного каротажа, объединяющей в себе все три модификации (ННКнт, ННКт и НГК) [8].
  
• Применение импульсного нейтрон-нейтронного метода (ИННК) [9].
  
  Декремент затухания нейтронов (или коэффициент затухания), определяемый в аппаратуре ИННК, зависит от типа материала и энергии нейтронов. Для водорода декремент затухания для водорода составляет примерно 0.2-0.4 см⁻¹, а для хлора – около 0.05-0.1 см⁻¹.
• Использование аппаратуры импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа (ИНГКс), определяющего элементный состав горных пород, который может быть пересчитан в объемное содержание минералов, в том числе галита и ангидрита.

Заключение

Таким образом, засолонение коллекторов Восточной Сибири представляет собой сложный вторичный процесс, связанный с осаждением галита и ангидрита из высокоминерализованных пластовых вод, циркулирующих по тектоническим нарушениям.

Оно оказывает значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород, усложняя их изучение как по керну, так и по данным ГИС.

Для оценки засолонения необходимо учитывать совместное влияние этих минералов.

Литература

1. Анализ перспектив нефтеносности каширских отложений на территории Куакбашской площади / В. Г. Базаревская, Н. А. Бадуртдинова, И. И. Доронкина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 15-17. – EDN SDPEQF.
2. Ракитин Е. А. Методика определения подсчетных параметров терригенных пород–коллекторов с трехкомпонентной текстурной неоднородностью по данным геофизических исследований скважин (на примере отложений хамакинского горизонта нефтегазовых месторождений Республики Саха (Якутия)) : дис. ... канд. наук : 25.00.10 / Ракитин Евгений Андреевич ; ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет». — Тюмень, 2018. — 138 с.
3. Воробьев, В. С. Учет эффекта засолонения пород-коллекторов пластов В10, В13 непской свиты для повышения эффективности поисково-разведочного бурения на Игнялинском, Тымпучиканском и Вакунайском лицензионных участках (Восточная Сибирь) / В. С. Воробьев, Е. А. Жуковская, Ш. В. Мухидинов // Геология нефти и газа. – 2017. – № 6. – С. 49-57. – EDN YMVFBK.
4. Городнов, А. В. Определение фильтрационно-емкостных свойств засолоненных коллекторов в терригенных отложениях Непского свода Восточной Сибири / А. В. Городнов, В. Н. Черноглазов, О. П. Давыдова // Каротажник. – 2012. – № 12(222). – С. 26-41. – EDN PJDSCR.
5. Мухидинов Ш.В., Воробьев В.С. Методические особенности петрофизического изучения засолоненных терригенных пород нефтегазовых месторождений Чонской группы // PROнефть. – 2017. – № 1 (3). – С. 32–37.
6. Щетинина Н.В., Гильманов Я.И., Анурьев Д.А., Бусуек Е.С. История развития петрофизической модели верхнечонского горизонта // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2015. – № 3. – С. 30–38.
7. Велижанин, В. А. Математическое моделирование при разработке аппаратуры в отделе радиоактивного каротажа ООО "Нефтегазгеофизика" / В. А. Велижанин, Н. Г. Лобода // Каротажник. – 2013. – № 3(225). – С. 151-163. – EDN PXDOBD.
8. Применение технологий нейтронного каротажа скважин при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Состояние и перспективы развития / В. В. Черепанов, С. К. Ахмедсафин, С. А. Кирсанов [и др.] // Газовая промышленность. – 2019. – № S1(782). – С. 44-49. – EDN WQLGJW.
9. Технико-технологическая платформа "Нейтронный каротаж". Новая методика оценки газонасыщенности галитизированных коллекторов на газовых месторождениях Восточной Сибири / С. К. Ахмедсафин, С. А. Кирсанов, И. В. Бабкин [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. – 2021. – № 4(88). – С. 3-10. – EDN IKTTTP.

Однородный песчаник

Песчаслаивание песчаников и алевролитов

Карбонатизированный песчаник

Засолоненый песчаник (галит)

Засолоненый песчаник (ангидрит)

Урановый песчаник

Домомит

Доломит с включениями ангидрита

Кавернозные породы доюрского основания Западной Сибири

Недавно меня об этом спросили студенты. Я уже привык, что за годы преподавания меня нельзя поставить в тупик никаким вопросом, а тут это случилось - вот как-то никогда не задумывалсь почему они светятся.

Сам процесс свечения называется "люминесценциией".

Углеводороды (как и некоторые другие вещества) под воздействием УФ-излучения поглощают энергию, которая вызывает в них переход электронов на более высокие энергетические уровни с последующим излучением квантов света в видимой части спектра.

При этом часть энергии рассеивается за счёт безызлучательных процессов - колебательная релаксация, тепловое рассеяние и др.

Что светится:

• Ароматические УВ обладают наибольшей способностью к люминесценции, но светятся преимущественно в УФ-диапазоне
• Полициклические ароматические соединения (ПАУ) и смолисто-асфальтеновые компоненты обеспечивают свечение в видимой области
• Порфирины характеризуются излучением в красной части спектра
• Нафтеновые и метановые УВ, как правило, не люминесцируют

Теперь давайте разделим два вида анализа:

1. Анализ фотографий керна в УФ-свете

Здесь надо понимать, что углеводороды в керне содержат в себе целый набор разных соединений (грубо говоря - от газа до битумов) и этот "коктейль" на разных объектах разный (так я недавно узнал, что нефть с некоторых месторождений РФ стоит больше 200$ за баррель).

Кроме этого, сам процесс фотографирования предусматривает:

• использование разных типов ультрафиолетовых ламп (на моем опыте в одной лаборатории выдают 3 типа свечения)
• разных фильтров для фотоаппарата (да и некоторые фотоаппараты видят часть УФ-спектра - а именно в нем светятся ароматические УВ)
• плюс цветопередача

То есть то что мы видим на фотографии это не именно те цвета, которыми светятся УВ на самом деле.

В свое время обсуждал вопрос типизации флюида от цвета свечения в ультрафиолете по фотографиям колонки керна: цвет очень сильно зависит от состояния самого керна (срок хранения, условия хранения, воздействия температур и т.д.) и типизировать по всем скважинам достоверно не получится.

На моей практике - то что я сам видел:

• нефть светится голубым, зеленым и бежевыми цветами
• газ не светится (по крайней мере в ачимовке и покуре)
• проникший фильтрат бурового раствора может светиться голубим
• карбонаты могут святиться голубим, красным и желтым
• битумы Восточной Сибири не светятся (в этом случае, битум - это то что не течет, но что такое битум на самом деле - вопрос)
• свечения в бажене я не видел (но это было давно, может сейчас керн другой стал, давно с ним не работаю), но там тоже не битум, а кероген с битумом
• со временем свечение керна исчезает - исторический керн не светится в УФ-свете

2. Люминесцентно-битуминозный анализа (например, шлама)

Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) – это полуколичественный метод определения содержания в горной породе битуминозных веществ, основанный на зависимости, существующей между количеством и составом битуминозных веществ и цветом и интенсивностью их люминесценции.

Сам не занимался, только видел результаты. Поэтому информация из методички):

• основная часть нефтей: метановые, нафтеновые УВ не
  люминесцируют в видимой части спектра
• для высших нафтенов (пять, шесть и более циклов в молекуле) можно ожидать свечения в сине-фиолетовой части спектра
• ароматические УВ способны люминесцировать, но главным образом в ультрафиолетовом (УФ) диапазоне, и лишь
• наличие в составе нефтей и битумов полициклической конденсированной ароматики может быть причиной слабого свечения в фиолетовой части спектра
• кислородные и сернистые соединения нефтей и битумов либо не обладают способностью люминесцировать, либо их люминесценция приходится на УФ диапазон
• сложные азотосодержащие структуры нефти и битумов люминесцируют по всему видимому диапазону спектра, в частности, можно отметить, что порфирины светятся в красном диапазоне и близких к нему цветах
• также люминесцируют в видимой части спектра смолисто-асфальтеновые компоненты - именно они обеспечивают основную долю люминесценции нефтей и природных битумов

Вывод

Таким образом, углеводороды светятся в УФ-свете из-за перехода электронов на высокие энергетические уровни с последующим излучением части энергии в видимом диапазоне. Интенсивность и цвет свечения зависят от их молекулярной структуры (ароматические кольца, смолы, порфирины), условий хранения образца и параметров съёмки, что затрудняет однозначную интерпретацию результатов для фотографий полноразмерного керна.