Курсовая. ВВЕДЕНИЕ2. Литература объектом исследования в работе являются методы достоверной оценки пространственного распределения удельного электрического сопротивления (уэс) в околоскважинной части терригенного разреза,

• Название: Литература объектом исследования в работе являются методы достоверной оценки пространственного распределения удельного электрического сопротивления (уэс) в околоскважинной части терригенного разреза,
• Анкор: Курсовая
• Дата: 14.09.2022
• Размер: 1.94 Mb.
• Имя файла: ВВЕДЕНИЕ2.docx
• Тип: Литература; #676448
• страница: 4 из 8

Глава 3. Экспресс-инверсия данных ВИКИЗ

Одной из важных в практическом отношении свойств любого каро­тажного метода является возможность оперативного анализа получен­ных диаграмм для оценки их качества и получения информации о раз­резе.

До появления автоматизированных систем интерпретации, в кото­рых, так или иначе, решается обратная задача, для интерпретации данных электрических методов использовались диаграммы кажущегося сопротивления. В настоящее время, кажущееся сопротивление исполь­зуется, в основном, как средство представления данных электрических и электромагнитных методов для качественной обработки и визуально­го анализа.

Традиционно в геофизике, и в каротаже в частности, термин «ка­жущееся сопротивление» вводится как величина, численно равная ис­тинному удельному электрическому сопротивлению однородного изо­тропного пространства, в котором сигнал, регистрируемый прибором такой же, как в реальной неоднородной среде. Кажущееся сопротивле­ние является сложной функцией изучаемого геоэлектрического разре­за, т.е. зависит от удельных сопротивлений, размеров, расстояний до соответствующих границ разделов, параметров измерительной уста­новки.

В свое время были аналитически установлены зависимости кажу­щегося сопротивления, измеренного потенциал- и градиент-зондами, от перечисленных выше параметров для следующих простых случаев: од­нородной изотропной безграничной среды, однородной анизотропной безграничной среды, среды, состоящей из плоскопараллельных слоев различного УЭС и мощности, коаксиальных бесконечно длинных ци­линдрических слоев, пересечение пласта ограниченной мощности за­данного УЭС скважинной конечного диаметра, заполненной глинистым раствором с сопротивлением, отличающимся от сопротивления пласта, при расположении источника и приемника на оси скважины.

В электрическом и индукционном каротаже диаграммы кажущихся сопротивлений и электропроводностей пересчитываются из измеренных величин разностей потенциалов и реальной составляющей ЭДС. Харак­терной особенностью этих трансформаций является их линейная связь между измеряемыми величинами, следовательно, относительные по­грешности трансформаций и измеряемых сигналов одинаковые, т.е. са­ма трансформация не вносит дополнительных погрешностей.

Иначе обстоит дело с ВИКИЗ, где измеряются разности фаз меж­ду двумя сближенными катушками. В этом случае связь между изме­ряемой величиной и кажущейся проводимостью или сопротивлением является существенно нелинейной.

1. 
   Трансформации измеренных значений ВИКИЗ
   

Измеряемым параметром в аппаратуре ВИКИЗ, как уже было ска­зано выше, является значение разности фаз. Поскольку реальные из­мерения содержат погрешности, проанализируем влияние ошибок из­мерения сигналов на кажущееся сопротивление. Относительная по­грешность определения кажущегося сопротивления о_к связана с отно­сительной погрешностью измерения д«*> в линейном приближении сле­дующим соотношением:



(3.1)
| _{к =}_1_

р ’ ^Р V_P

Величина к. называется коэффициентом усиления относительной ошибки измерения при пересчете разностей фаз в кажущиеся сопро­тивления по модели однородной среды. А т]_р - чувствительность изме­ренного сигнала к сопротивлению среды.

На рис. 3.1 приведена зависимость коэффициента усиления ошибки от значения УЭС однородной среды. Как видно из этого графика, наи­большие увеличение относительной ошибки к_р (1.9-2.0) наблюдаются для хорошо проводящей (/?« 1-10 Ом-м) среды. А наименьшие значения

(1.15-1.2) происходит при пересчете разности фаз в кажущееся сопро­тивление в плохо проводящих (р> 100 Ом-м) средах.







УЭС, Ом.м

Рис. 3.1 Чувствительность измеряемой разности фаз к УЭС в случае

однородной среды.

Но такая зависимость от УЭС справедлива в средах, не имеющих контрастных границ, т.е. в тех случаях, когда среда не имеет локаль­ных неоднородностей, сильно отличающихся по своим характеристикам от остального объема.

2. 
   Кажущиеся сопротивления в двухслойной среде
   

В силу особенностей строения околоскважинного пространства, ло­кальной неоднородностью может служить скважина, заполненная силь­но проводящей ПЖ. Для анализа влияния такой неоднородности введем кажущееся электрическое сопротивление по двухслойной среде:

Р_к=Р(А<р_ь) (3.4)

здесь - разность фаз в двухслойной модели. При этом предпо­лагается, что значения УЭС ПЖ и радиус скважины известны.




1 10 100 УЭС, Ом.м

Рис. 3.2




На рис 3.2 приведены зависимости разности фаз от кажущихся со­противлений в скважине с хорошо проводящей ПЖ. В области малых контрастов, когда УЭС ПЖ не ниже 0.5 Ом.м, влияние скважины мало, но оно резко возрастает, когда УЭС пласта превосходит 40 Ом.м. В за­висимости от УЭС пласта чувствительность к УЭС пласта при такой трансформации приведена на рис. 3.3

Рис. 3.3 Чувствительность измеряемой разности фаз к УЭС в случае
двуслойной среды, при сопротивлении скважины 1 Ом.м.

При уменьшении УЭС ниже 0.5 Ом.м и вплоть до значений 0.1 Ом.м влияние скважины на показания короткого зонда DF05 сильно возрас­тает (рис. 3.4) и при контрасте с УЭС пласта, превышающем 100 стано­виться преобладющим. Таким образом, в случае больших контрастов между УЭС промывочной жидкости и пласта использование трансфор­мации в кажущиеся сопротивления по модели однородной среды явля­ется неверным, из-за больших искажений показания коротких зондов влиянием скважины.




Рис. 3.4 Чувствительность измеряемой разности фаз к УЭС в случае двуслойной среды, при сопротивлении скважины 0.1 Ом.м

3. 
   Вопросы попластовой разбивки
   

Выделение границ пластов по диаграммам ПС

Эффективное решение задачи литологического расчленения разре­за скважин в ряде случаев дают алгоритмы, базирующиеся на извест­ных приемах интерпретации, направленных на выделение одной — двух литологических разностей. Так, для нефтяных месторождений За­падной Сибири главной задачей является надежное расчленение глин и коллекторов, которое производится по критическому значению относи­тельного параметра ПС [33], рассчитываемому с учетом возможного на­клона линии глин и линии песков. Алгоритм такого расчленения приве­ден ниже. Дополнительные сложности возникают при отнесении к кол­лекторам или глинам (неколлектор) маломощных глинистых пластов, залегающих среди относительно более чистых.

В настоящее время не существует четкой технологии метрологиче­ской поверки канала ПС, которая бы обеспечивала единство измерений. Это приводит к тому, что диаграммы, записанные с помощью различно­го оборудования в одних и тех же условиях могут иметь различный масштаб записи и различное положение «нуля» диаграммы. Поэтому в первую очередь при обработке диаграмм ПС встает задача нормализа­ции диаграммы ПС, т.е. приведение ее к условному параметру, так на­зываемому «альфа ПС». Для этого необходимо компенсировать «спол­зание линии глин», т.е. линейный (а зачастую далеко не линейный тренд диаграммы ПС) особенно этот эффект заметен на больших ин­тервалах каротажа.

Для проведения попластовой разбивки в первую очередь произво­дится нормализация диаграммы ПС. Эта процедура включает в себя фильтрацию диаграммы интегральной ПС при помощи медианного сглаживания для исключения случайных импульсных помех не связан­ных с геологической информацией. После этого производится диффе­ренцирование диаграммы, обработка дифференциальной диаграммы ПС, ее интегрирование, нормировку амплитуды полученной интеграль­ной диаграммы ПС. В результате этих операций получается нормали­зованная диаграмма ПС, в которой отсутствует линейный тренд, и ам­плитуда которой имеет нормированные значения, т.е. приведена к до­лям максимальной амплитуды.

Обработка дифференциальной диаграммы ПС заключается в на­хождении однородных интервалов, на которых может иметь место ви­димое «сползание» линии глин, для таких интервалов среднее интер­вальное значение будет отличаться от нуля. Исходя из этого предпо­ложения на всей диаграмме в автоматическом режиме выделяются од­нородные участки, на которых и происходит компенсация линейного тренда.

Далее, для попластовой разбивки производится дифференцирова­ние нормализованной диаграммы ПС, и на основании анализа значений дифференциальной диаграммы ПС строятся границы по превышению порогового значения, которое можно варьировать исходя из необходи­мой степени детальности расчленения разреза. Кроме того, при расста­новке границ в автоматическом режиме учитывается значение норма­лизованной диаграммы.

Кроме того, при задании порогового значения (коэффициента вер­тикального разрешения) учитывается степень фильтрации (заглажен- ности) диаграммы ПС, поэтому это значение остается постоянным для диаграмм записанных с помощью различных приборов.

Выделение границ пластов по диаграммам ВИКИЗ

При осуществлении автоматической экспресс интерпретации дан­ных ВИКИЗ не всегда удается воспользоваться данными ПС, так как в некоторых случаях отмечается сильная «заглаженность» диаграммы, это говорит о чрезвычайно сильной фильтрации при регистрации, что не позволяет в ряде случаев точно определять границы тонких просло­ев. При этом диаграммы ВИКИЗ, имеют, как правило, большую разре­шающую способность по вертикали. Для автоматической расстановки границ анализируются первые и вторые производные диаграмм.

4. 
   Характеристики пространственного разрешения зондов ВИКИЗ
   

В настоящее время в отношении оценки пространственного разре­шения зондов ВИКИЗ реализован подход, связанный с информацион­ным определением пространственного разрешения, который развивал­ся, в частности, Г. Н. Зверевым с соавторами [29]. В его работах дано определение глубинности, как «расстояния до исследуемой части пла­ста, при котором суммарная ошибка оценки исследуемого физического свойства этой части не превышает некоторого заданного уровня».

При разработке новых подходов к интерпретации данных различ­ных методов, предъявляются два противоречивых требования: достичь наибольшей глубинности в направлении от скважины к неизмененной части пласта и выделить как можно более тонкие прослои.

Погрешности определения параметров среды по набору кривых зондирований можно определить через матрицу чувствительности и относительной погрешности измерений. В силу достаточной распро­страненности такого подхода и для краткости изложения приводим только соотношение, связывающее вектор относительных погрешностей определения геоэлектрических и геометрических характеристик среды 5р и относительных погрешностей измерения

8p = (k^Tky^xk^T8g

Здесь А- прямоугольная матрица чувствительности сигналов g к параметрам среды р размерностью (Ng • Np)\ Ng - число измерений, Np - число параметров (Ng > Np).

Важнейшей характеристикой приборов электромагнитного и ин­дукционного каротажа является разрешенность при оценке пространст­венного распределения удельного электрического сопротивления или электропроводности в среде, окружающей скважину. Из-за сложности полного анализа пространственной разрешенность в реалистических моделях традиционно эту проблему разделяют на две: изучение верти­кальных и радиальных характеристик. Под последними понимаются за­висимости сигналов от изменчивости свойств среды вдоль скважины и от ее оси к неизменной части пластов. Эти характеристики адекватно описывают пространственное разрешение, если среда состоит из доста­точно мощных (существенно превосходящих длину зонда) пластов, не содержит очень глубоких (сравнимых с толщиной пластов) зон проник­новения, либо малоконтрастных по УЭС вмещающих пород. В осталь­ных случаях это описание значительно усложняется.

Результаты метрологических исследований приборов ВИКИЗ по­зволяют оценить вектор относительных ошибок измерений

8А<р = {0.04,0.05,0.03,0.03,0.03}

Обратимся к анализу радиальных характеристик.

Традиционное определение радиальных характеристик базируется на анализе синтетических диаграмм и выборе области модельных па­раметров, при которых кажущиеся сопротивления мало отличаются от истинных сопротивлений пласта.

В низкочастотном индукционном каротаже инструментом для ана­лиза радиальных характеристик являются геометрические факторы. При этом используется тот факт, что измеряемый сигнал есть сумма откликов одного знака от различных частей среды (например, скважи­ны — зоны проникновения — пласта). Радиальная характеристика счи­тается тем лучше, чем ближе к единице относительный геометрический фактор пласта (т.е. вклад в сигнал токов, текущих в скважине и зоне проникновения, мал).

В области высоких частот нет аналога теории геометрического фактора, поскольку токи, текущие в различных частях среды, взаимо­действуют между собой. В этом случае нельзя ввести понятие "вклад области среды" из-за возможной частичной взаимокомпенсации сигна­лов от токов, текущих в отдельных областях. Это приводит к тому, что сигнал, от токов во всем пространстве, может быть меньше, чем сигнал от токов в его частях.

При зондированиях радиальные характеристики оцениваются по двум критериям: возможности точной оценки сопротивления неизме­ненной части пласта, а также определения распределения сопротивле­ний в зоне проникновения.

Ранее радиальные характеристики ВИКИЗ анализировались с по­зиций как можно лучшего совпадения кажущегося сопротивления на длинных зондах с "истинным" сопротивлением пласта. В дальнейшем мы будем называть их радиальными характеристиками первого типа. Ко­личественной мерой этой характеристики является отношение сигнала Л(р, измеренного зондом в радиально-неоднородной среде, к сигналу Аф в однородной среде с сопротивлением пласта:

Аф

С появлением процедур компьютерной инверсии близость кажу­щихся сопротивлений на длинных зондах к сопротивлению пласта не является обязательной для успешной интерпретации. Существует много случаев, когда кажущиеся сопротивления в несколько раз отличаются от истинных сопротивлений, тем не менее, оценка сопротивления пла­ста будет достаточно точной. В этой ситуации для теоретической оцен­ки возможностей метода необходимо использовать погрешности опре­деления УЭС пласта в рамках цилиндрически слоистой модели. Зави­симости погрешностей от модельных параметров при заданных ошиб­ках измерений будем называть радиальными характеристиками второго типа.

Радиальные характеристики

Двухслойная модель описывает ситуации, когда скважиной вскры­ваются плотные непроницаемые пласты высокого сопротивления или некоторые виды относительно хорошо проводящих глинистых слоев.




Сопротивление пласта, Ом.м

Рис. 3.5 Радиальные характеристики первого типа, двухслойная среда




На рис. 3.5 показаны радиальные характеристики первого типа для типичных условий Западной Сибири (сопротивление бурового раствора р_с=2 Ом-м, радиус скважины я_с=0.108 м). Здесь и далее на рисунках используется одинаковая легенда для трехкатушечных зондов ВИКИЗ. Относительное влияние скважины на показания короткого зонда не превышает 10 % при сопротивлениях пласта до 100 Ом-м включительно. Влияние скважины на остальные зонды не превышает ошибок измере-

ния сигналов. При этом влияние скважины приводит к занижению ка­жущегося сопротивления вне зависимости от истинного сопротивления пласта.

Анализ радиальных характеристик второго типа в среде "скважи­на-пласт" для различных сопротивлений бурового раствора р_с, показы­вает, что при р_с>0.5 Ом-м ошибки определения л, остаются практически неизменными. Неточность в оценке р_п существенно возрастает при дальнейшем уменьшении значений р_с. Причем наибольшие абсолютные погрешности определения р_п (около 3-5 Ом-м) наблюдаются в высоко­омных пластах, вскрытых скважиной с хорошо проводящей жидкостью.





Рис. 3.6 Радиальная характеристика второго типа для различных радиусов

зоны проникновения (шифр кривых).
Сопротивление пласта, Ом-лл

В целом, расчетные материалы свидетельствуют о том, что сопро­тивление пласта с хорошей точностью может быть определено в широ­ком диапазоне (от 0.5 до 200 Ом-м).

Анализ кривых зондирований и радиальных характеристик перво­го типа в среде со скважиной и зоной проникновения показал следую­щее:

• 
  кажущиеся сопротивления для двух коротких зондов близки к УЭС зоны проникновения, если ее радиус в два раза боль­ше длины зонда;
  
• 
  кажущиеся сопротивления для длинных зондов мало отли­чаются от УЭС пласта даже при глубоком проникновении (а_зп > 1.0 м), если удельное электрическое сопротивление зо­ны проникновения в два или более раза превосходит УЭС пласта;
  
• 
  при малых проникновениях (а_зп < 0.25 м) даже короткие зон­ды слабо реагируют на ее присутствие; при понижающем проникновении кажущиеся сопротивления для коротких зон­дов близки к УЭС зоны проникновения.
  

Вместе с тем, во многих случаях (широкие зоны проникновения, высокие УЭС пластов) кажущиеся сопротивления даже для длинных зондов могут в несколько раз отличаться от истинных. Для вынесения суждения о возможности достоверной оценки УЭС пласта по результа­там зондирования используем радиальные характеристики второго ти­па.

На рис. 3.6, 3.7 приведены зависимости абсолютных погрешностей определения УЭС пласта от УЭС и радиуса зоны проникновения. Наи­большие ошибки определения р^ наблюдаются при широких понижаю­щих зонах проникновения в высокоомных пластах (рис. 3.6). Так, для я_зп=2.0 м и рь=200 Ом-м ошибка Ар^ЪЬ Ом-м (т.е. относительная ошибка определения dprf*50 %). В то же время для относительно нешироких зон проникновения (а_зп=0.6 м) Ар^.Ъ Ом-м, фп<5 %. При повышении УЭС зоны проникновения точность определения УЭС пласта повышается. Так, в наиболее неблагоприятных ситуациях а_зп = 2.0 м, р_зп = 30 Ом-м, р_и= 200 Ом-м, Ар_п& 52 Ом-м, др_п» 25 %.

Для типичного водонасыщенного пласта {р_Т1 = 4 - 6 Ом-м) при лю­бом типе проникновения (глубиной до 2 м) относительная ошибка опре­деления дрп < 10 %. В нефтенасыщенных пластах с повышающим про­

никновением {р_п =8-20 Ом-м, глубина проникновения до 1.4 м) относи­тельная погрешность др_п < 15 %. И только в газонасыщенных пластах (Рп 80 - 140 Ом-м) при понижающем проникновении глубиной до 1 м Spn < 20 %.

Таким образом, анализ радиальных характеристик второго типа показал, что с помощью процедур компьютерной интерпретации воз­можно достаточно точное определение сопротивления пласта практиче­ски во всех встречающихся в терригенных разрезах ситуациях.




Сопротивление пласта, Ом-лл

Рис. 3.7 Радиальная характеристика второго типа для различных радиусов

зоны.




Непосредственно к анализу радиальных характеристик примыкает задача оценки радиальной глубинности зондирований. Для определения этой величины обратимся к рис. 3.8. Здесь приведены зависимости аб­солютной погрешности определения УЭС пласта от радиуса зоны про­никновения при различных значениях р_зи. Радиальной глубинностью будем считать максимальный радиус зоны проникновения, при котором р_п определяется с погрешностью не более 10 %.




Рис. 3.8 Радиальная характеристика второго типа, (шифр кривых - р_п; 1 - менее 20 Ом.м, 2-50 Ом.м, 3-100 Ом.м, 4 - 200 Ом.м).




Сравнение радиальных характеристик для разных значений . показывает, что радиальная глубинность увеличивается по мере увели­чения сопротивления зоны проникновения. Наименьшая глубинность исследований 1.0 - 1.3 м наблюдается в газонасыщенных плохо прово­дящих (Ai-80 Ом-м) пластах с понижающим проникновением (Рзп/Рп<0.2). В водонасыщенных пластах с повышающим проникновени­ем радиальная глубинность исследований превосходит 2.0 м при Азп=30 Ом-м и достигает 3.0 м при р_зп=60 Ом-м. В нефтенасыщенных коллекторах с повышающим проникновением радиальная глубинность снижается примерно на 10-15 % по сравнению с водонасыщенными пластами.

Отметим, что при увеличении погрешности определения до 20 % радиальная глубинность возрастает в среднем на 30 - 40 %. Другим способом повышения радиальной глубинности является увеличение точности измерений.

Рис. 3.9 Радиальная характеристика второго типа, (шифр кривых - р_п) 1 -
менее 20 Ом.м, 2-50 Ом.м, 3-100 Ом.м, 4 - 200 Ом.м.

Достоверность результатов определения радиального распределе­ния УЭС в пластах-коллекторах зависит от изменений УЭС пластов в разрезе. Как уже упоминалось выше, одной из задач ВИКИЗ является детальное расчленение разреза. Возможность ее решения количествен­но можно охарактеризовать минимальной толщиной пластов, для кото­рых возможна достоверная оценка с заданной точностью их удельного сопротивления. Эту величину будем называть вертикальной разрешающей способностью V, а зависимость относительной погрешности определения УЭС пласта от его мощности вертикальной характеристикой второго типа.

Традиционно для этих целей используется понятие вертикальной характеристики первого типа и, определяемой как отношение показа­ний зонда в пласте и в однородной среде с параметрами пласта. При­чем показание зонда в пласте, т.н. “существенное значение” может вы­бираться различными способами (например, экстремальные значения или осредненные величины). Понятно, что возможность определения УЭС пласта не исчерпывается случаями, когда значение о близко к

единице. Рассмотрим некоторые типичные модели терригенного разреза и оценим вертикальное разрешение V.

Вертикальные характеристики

Влияние вмещающих пород на показания зондов в пластах раз­личного типа зависит от мощности пласта, контраста и величины УЭС исследуемого пласта, а также других факторов. Вертикальная характе­ристика второго типа, как правило, представляет собой монотонно убы­вающую по мере увеличения мощности пласта кривую. По этим зави­симостям легко оценить минимальную толщину пласта при которой р_п определяется с известной точностью. Анализ характеристик, приведен­ных на рис. 3.10 показывает, что по значениям др_и можно выделить три группы моделей:

• 
  водонасыщенные коллекторы и глинистые пласты, минимальная толщина (1-1.5 м), 8р^ 10 %;
  
• 
  нефтенасыщенные коллекторы и газонасыщенные коллекторы в
  

низкоконтрастных вмещающих породах, минимальная толщина пла­ста - 2.2 м, %;

• 
  газонасыщенные пласты в низкоомных вмещающих пород, даже при мощности 3.6 м <5/^>20 %.
  

расстояние, м

Рис. 3.10 Вертикальные характеристики второго типа.




1 - глинистый пласт в нефтенасыщенном коллекторе; 2 - глинистый пласт в водонасыщенном коллекторе; 3 - водонасыщенный коллектор в глинах; 4 - водонасыщенный коллектор, перекрытый глинами и под­стилаемый плотными породами; 5 - нефтенасыщенный коллектор в глинах; 6 - нефтенасыщенный, водоплавающий коллектор, перекрытый глинами; 7 — газонасыщенный коллектор, с плотным пластом в кровле и глинистым в подошве; 8 - газонасыщенный коллектор, в кровле плотный пласт, в подошве водонасыщенный коллектор; 9 — нефтена­сыщенный пласт, в кровле плотный пласт, в подошве водонасыщенный коллектор.

Водонасыщенный, несрте- и газонасыщенный коллекторы в глинах

Для терригенного разреза одним из характерных является коллек­тор, перекрытый и подстилаемый глинами со сходными петрофизиче­скими характеристиками. Его особенность заключается в высоком кон­трасте УЭС зоны проникновения по сравнению с УЭС вмещающих по­род. Расчеты проводились для модели со следующими параметрами: /?_зп=20 Ом-м; а_зп=0.6 м; Ai=4.5 Ом-м - водонасыщенный; 8 Ом-м - неф­тенасыщенный пласт и 50 Ом-м - газонасыщенный пласты. УЭС вме­щающих пород - 3.5 Ом-м.

Для пластов такого типа положение границ коллектора при ком­пьютерной инверсии в автоматическом режиме определяется достаточ­но точно.

Диаграммы зондов в водонасыщенном и нефтенасыщенном коллек­торе (рис. 3.11) даже при минимальной мощности пласта адекватно от­ражают монотонное убывание УЭС от скважины к пласту. Влияние вмещающих пород проявляется на коротких зондах. Для газонасыщен­ного коллектора (рис. 3.12) влияние вмещающих пород оказывается на­столько значительно, что даже при его мощности 2.4 м можно лишь примерно оценить расстояние от кровли до подошвы. Определить тип проникновения в таком коллекторе достаточно сложно из-за большого занижения показаний длинных зондов.




Рис. 3.11 Диаграммы в водонасыщенном (а) и нефтенасыщенном (Ь)

коллекторе толщиной 0.8 м.




Компьютерная инверсия синтетических диаграмм показала, что УЭС водонасыщенного коллектора уверенно определяется с погрешно­стью 10 %, если его толщина превосходит 0.8 м. Отметим, что в этом случае значение вертикальной характеристики и для всех зондов су­щественно меньше 0.9. Для нефтенасыщенного коллектора минимальная толщина пласта, при которой удается провести интерпретацию с по­грешностью 10 % составляет 1.2 м. При этом значение и в средней час­ти пласта для зондов длиной DF10, DF14 и DF20 менее 0.85.

Для газонасыщенного коллектора только при мощности пласта 3.6 м относительная ошибка определения УЭС пласта становиться меньше 20 %. При этом интерпретацию приходится проводить по со­кращенной кривой зондирования (без показания длинного зонда, на ко­торый существенное влияние оказывают вмещающие породы).

100




-10 12 3

расстояние, лл

Рис. 3.12 Диаграммы в газонасыщенном коллекторе толщиной 1.6 м.




Водонасыщенныа, нефте- и газонасыщенныи коллекторы; в кровле - глины, в подошве - плотные породы

Модель с существенно различными по УЭС вмещающими порода­ми. Расчеты проводились для модели со следующими параметрами: р_зп=20 Ом-м; я_зп=0.6 м; /?_п=8 Ом-м - нефтенасыщенный, 50 Ом-м - газо­насыщенный пласты. УЭС перекрывающих глин - 3.5 Ом-м, подсти­лающих плотных пород - 100 Ом-м.

При малых мощностях пласта на диаграммах границы не выделя­ются и выглядят, как при наличии непрерывной переходной зоны. Так на показаниях коротких зондов, которые определяются в большей сте­пени сопротивлением зоны проникновения, однородный пласт не выде­ляется. Это объясняется высоким контрастом УЭС зоны проникновения и перекрывающих глинистых пород. Для остальных зондов на диаграм­ме достаточно отчетливо видно горизонтальный участок, соответст­вующий интервалу коллектора.

Основная проблема при интерпретации пластов такого типа заклю­чается в оценке местоположения границ и определении типа проникно­вения, а также снятии преимущественных значений.

Определение местоположения границ становится возможным при следующих мощностях коллектора:

2. 
   м для водонасыщенного и нефтенасыщенного;
   

1.6 м для газонасыщенного (при этом только два коротких зонда выходят на “полку”). Кривые остальных зондов не показывают одно­родного пласта на этом интервале. Только при мощности 3.6 м показа­ния зондов выходят на постоянные значения внутри пласта.




Рис. 3.13 Диаграммы в водонасыщенном коллекторе толщиной 0.8 м.




Относительное влияние подстилающего высокоомного пласта на показания зондов в водонасыщенном и нефтенасыщенном коллекторе незначительно и достигает для коротких зондов 10 % на расстоянии 0.2 - 0.25 м от подошвы. Для остальных зондов эти расстояния состав­ляют 0.4 - 0.6 м.




расстояние, м

Рис. 3.14 Диаграммы в нефтенасыщенном коллекторе толщиной 0.8 м.




Для газонасыщенного коллектора относительное влияние высоко­омных подстилающих пород еще меньше и не превышает 10 % на рас­стоянии равном, примерно половине длины зонда.







-10 12 3

расстояние, м

Рис. 3.15 Диаграммы в газонасыщенном коллекторе толщиной 2.4 м.

Влияние низкоомной кровли на показания зондов значительно больше. Так для зонда длинной DF10 в водонасыщенном и нефтенасы­щенном коллекторе при расстоянии до кровли меньше его длины влия­ние вышележащего пласта превышает 10 %. Для остальных зондов (в газонасыщенном коллекторе это относится только к короткому зонду) 10 % относительное влияние достигается на расстоянии от кровли при­мерно 0.5 м.

Интерпретация синтетических данных для водонасыщенного и нефтенасыщенного коллектора показывает, что уверенно интерпрети­руются диаграммы даже в пластах толщиной 0.8 м (ф^<10 %). Для га­зонасыщенного коллектора только при мощности пласта более 2 м уда­ется определить л, с точностью около 10 %.

Несрте- и газонасыщенныа коллекторы, в кровле - глины, в подошве - водо­насыщенный коллектор

Типичная модель водоплавающей нефтяной залежи с глинистой покрышкой. Вмещающие породы имеют существенно различные УЭС в околоскважинной зоне и достаточно близкие в неизмененной части.

Рис. 3.16 Диаграммы в нефтенасыщенном коллекторе толщиной 0.8 м.

Расчеты проводились для модели со следующими параметрами: р_зп = 20 Ом-м; = 0.6 м; р^ = 8 Ом-м - нефтенасыщенный, 50 Ом-м - газонасыщенный пласты. УЭС перекрывающих глин - 3.5 Ом-м. Для во­донасыщенного пласта в подошве р_зи = 20 Ом-м; а_зп = 0.5 м, р_п = 4.5 Ом-м.

На этапе качественной интерпретации трудность состоит в оценке местоположения подошвы и определении истинной мощности нефтена­сыщенного коллектора из-за малого контраста УЭС. При мощности коллектора менее 1 м диаграммы выглядят как для переходной зоны. Только при мощности 1.2 м на диаграммах самого короткого и самого длинного зондов проявляется “полка”. При этом значение и в средней части пласта для всех зондов менее 0.9. Для газонасыщенного коллек­тора контраст УЭС очень высок, поэтому пласт выделяется даже при минимальной мощности. Насыщение пласта при мощности менее 3 м не удается определить из-за сильного влияния вмещающих пород.

100

*





-10 12 3

расстояние, лл
£

О

v

С

а

Рис. 3.17 Диаграммы в газонасыщенном коллекторе толщиной 1.6 м.

Для нефтенасыщенного коллектора оказалось, что уверенно интер­претируются диаграммы даже в пластах толщиной 0.8 м (<^<10 %) Для газонасыщенного коллектора только при мощности пласта более 3.6 м удается провести интерпретацию с точностью по р_и около 20 %.

Тонкослоистые разрезы

При изучении тонкослоистых разрезов оценка вертикального раз­решения имеет специфику. В этом случае могут быть сформулированы две основных задачи:

• 
  выделение тонких прослоев без определения их сопротивле­ния, но с правильной оценкой отношения к УЭС вмещающих пород и мощности;
  
• 
  определение осредненного УЭС для тонкослоистой пачки.
  

Вертикальное разрешение напрямую связано с шагом измерения

по скважине (дискретизация отсчетов) AZ. Для достоверного выделения прослоя необходимо, чтобы на соответствующий интервал приходилось не менее трех точек измерения. Следовательно, h_mj_n = 3AZ.

В настоящее время каротаж выполняется, преимущественно с ша­гом AZ = 0.1 м или 0.2 м. Следовательно, h_min = 0.3 - 0.6 м. С другой стороны, известно, что вертикальное разрешение для зондов ВИКИЗ примерно равно расстоянию между приемными катушками короткого зонда - 0.1 м. Таким образом, на диаграммах ВИКИЗ будут видны ва­риации сигнала, обусловленные прослоями толщиной не менее 0.1 м.

Пачка тонких прослоев нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов,

чередующихся с глинистыш прослоями

Рассмотрим тонкослоистый разрез параметры отдельных прослоев, в котором нельзя определить из-за их малой мощности. Моделирование проводилось для пластов со следующими параметрами: р_зп = 20 Ом-м; а_ЗП = 0.6 м, Рп= 8 Ом-м - нефтенасыщенные прослои; р_зп = 20 Ом-м; а_зп = 0.6 м, р_п = 4.5 Ом-м - водонасыщенные прослои, УЭС глинистых

прослоев — 3.5 Ом-м, зона проникновения отсутствует. Параметры скважины р_с = 2.0 Ом-м, а_с = 0.108 м. Тонкослоистую пачку перекрыва­ют и подстилают непроницаемые глины с УЭС равным 3.5 Ом-м.



зонд 0.5 м зонд 0.7 м зонд 1.0 м



Рис. 3.18 Диаграммы в водонасыщенном коллекторе с глинистыми прослоями. Толщина прослоев - 1.2 м и 1.0 м, шаг 0.1 м.
0 2 4 6

расстояние, м

На рис. 3.18, 3.19 приведены диаграммы в тонкослоистой пачке, представленной чередованием водонасыщенных песчаников (толщиной

2. 
   м и 0.5 м и глин 1.0 м и 0.3 м, соответственно).
   

зонд 0.5 м зонд 0.7 м зонд 1.0 м зонд 1.4м



Рис. 3.19 Диаграммы в водонасыщенном коллекторе с глинистыми прослоями. Толщина водонасыщенных прослоев- 0.5 м и 0.3 м, шаг 0.1 м.
-10 12 3 4

расстояние, м

Как видно из диаграмм, тонкослоистая структура коллектора хо­рошо проявлена на коротких зондах. Столь высокое разрешение обу­словлено тем, что в песчаниках есть достаточно широкая высокоомная

зона проникновения, а глинах ее нет. Это и объясняет столь хорошую вертикальную дифференциацию разреза.

Попластовая компьютерная инверсия диаграммы с рис. 3.18 позво­ляет отдельно определить УЭС водонасыщенных и глинистых прослоев с относительными ошибками 8р^ < 20 % и 8р^< 15 % соответственно. В ситуации, когда мощности прослоев не превосходят длины самого ко­роткого зонда (рис. 3.19) с помощью попластовой компьютерной инвер­сии не удается определить сопротивления отдельных прослоев, но можно достаточно точно определить соотношение их мощностей. Усред­няя диаграммы на интервале тонкослоистого коллектора в результате инверсии можно получить его среднее УЭС с относительной погрешно­стью не превосходящую 10 %.

Таким образом, обоснована возможность применения одномерной инверсии в большинстве типичных геологических ситуаций.