Методическое руководство по интерпретации данных ГИС. Руководство к практическим занятиям по курсу "Автоматизированная интерпретация данных геофизических исследований скважин " для студентов IV курса
 Скачать 1.56 Mb.
|
|
8. Ввод поправок На данном этапе происходит введение поправок в показания следующих геофизических методов: - НГК и ГК, в т.ч. для аппаратуры РК с газоразрядными счетчиками; - НГК и ГК для скважин сложной конструкции; - ИK за скин-эффект; - ПС за мощность; А также в кривую - водородосодержания, рассчитанное по КНК, за геолого-технологические условия. Все поправки вводятся в автоматическом режиме. Конкретно в показания НГК и ГК вводятся поправки: - за инерционность аппаратуры (НГК-ГК); - за диаметр скважины и плотность бурового раствора в ГК; - за скважинные условия в НГК; - за обсадку в ГК; - за гамма-фон в НГК; В качестве входных данных используются исходные геофизические кривые, априорные данные из документа Tdoc, а также задаваемые в интерактивном окне данные (скорость каротажа, тип и глубина проникновения и пр.). Исправленные кривые записываются в базу данные с добавлением к имени буквы p, что значит исправленные. 9. Расчёт параметров На данном этапе системой производится:
Рис.12. Основной монитор ГИНТЕЛ при расчёте параметров. Рассмотрим их по порядку. Расчёт Аg и Ang. По сложившейся в Татарстане методике выбора опорных пластов и расчета относительных разностных параметров Аg и Ang опорные пласты глин и аргиллитов с минимальным НГК и максимальным ГК выбираются в зависимости от интервала обработки в терригенных отложениях девона, нижнего и среднего карбона. При определении параметра Аg в семилукско-бурегских отложениях максимальное значение ГК берется в одном из пластов семилукского горизонта. Минимальные значения ГК снимаются по интервалу обработки и чаще всего приходятся на верхнетурнейский и верхнефаменский подъярусы и башкирский ярус. В качестве второго опорного пласта служат наиболее плотные породы верхнефаменского подъяруса. В случае, если бурением не вскрыты верхнефаменские отложения, максимальное значение НГК, снятое в плотном карбонатном пласте тульского горизонта, умножается на коэффициент 1,35. Согласно этим правилам и с целью обеспечения полной технологической преемственности составлена таблица опорных:
Если какое-либо значение задано, то оно и берется в качестве опорного в соответствующих стратиграфических горизонтах, в противном случае, опорное экстремальное значение определяется в интервале, указанном в поисковом признаке, и также, как и в заданном геофизиком варианте, распределяется по соответствующим горизонтам. Алгоритм вычисления опорного экстремального значения основан на определении средне экстремального пластового отсчета. По результатам определения опорных значений НГК и ГК оформляется протокол, который содержит: - имя стратиграфического горизонта; - кровля и подошва стратиграфического горизонта; - опорное минимальное значение НГК в горизонте; - глубина опорного минимального значения НГК; - признак определения опорного минимального пласта НГК; - опорное максимальное значение НГК в горизонте; - глубина опорного максимального значения НГК; - признак определения опорного максимального значения НГК (вычислен или задан); - опорное минимальное значение ГК в горизонте; - глубина опорного минимального значения ГК; - признак определения опорного минимального значения ГК; - опорное максимальное значения ГК в горизонте; - глубина опорного максимального значения ГК; - признак опорного максимального значения ГК. По результатам данного протокола в дальнейшем определяются относительные разностные параметры ГК и НГК по известным соотношениям. Ag=(Ig i-Ig min)/(Ig max-Ig min) Ang=(Ing i-Ing min)/(Ing max-Ing min), Где Ig I - значение в точке, для которой производится расчёт, Ig max - максимальное значение из таблицы для данного стратиграфического интервала, Ig min - минимальное значение из таблицы для данного стратиграфического интервала. Если относительные разностные параметры принимают значения вне сегмента [0, 1], то есть, если значения окажутся ниже нуля или больше единицы, то им присваиваются значения 0 или 1. Такое возможно, т.к. опорные выбираются как средне пластовые значения. Расчёт Rp. Определение удельного электрического сопротивления (УЭС) пластов в подавляющем большинстве случаев на практике осуществляется по комплексу зондов ИК и БК. Идеология работы программы определения УЭС пласта — ρП и УЭС зоны проникновения — ρЗП основана на применении теории геометрических факторов Долля и на исследованиях Г.Н.Зверева (Зверев и др, 1973), согласно которых решается следующая система уравнений:  где PС, PЗП, PП — проводимости раствора, зоны проникновения и пласта, соответственно; ρс, ρзп, ρп - сопротивление раствора, зоны проникновения и пласта, соответственно; Gc, Gзп, Gп – геометрические факторы скважины, зоны проникновения и пласта для ИК; Гс, Гзп, Гп – геометрические факторы скважины, зоны проникновения и пласта для БК; d – диаметр скважины; – диаметр зоны проникновения; С – величина, характеризующая наиболее вероятную глубину проникновения в пласт. В большинстве случаев, С принимается равным 4. Это связано с тем, что в пределах 1-8, изменение С в 2 раза приводит к изменению ρп не более 10% . В случаях отсутствия замеров БК и ИК или же в особых случаях УЭС пластов определяют по комплексу зондов БКЗ или же по показаниям аппаратуры ВИКИЗ. Расчёт Кп. Расчет Кп в Таттехнологии ведется по разным методам ГИС. Наиболее широко распространено определение Кп по комплексу методов НГК+ГК согласно стандарту ОАО «Татнефть», по зависимости: Кп=а1exp(a2Ang)+a3Ag a4 + а5, где Ang и Ag двойные разностные параметры методов НГК и ГК соответственно, а1, a2 , a3 , a4 , a5 - коэффициенты, полученные для каждого горизонта и групп площадей индивидуально путем минимизации суммы квадратов разностей керновой и теоретической пористости, после предварительной увязки керновых и геофизических данных. В программе эти коэффициенты хранятся в виде таблицы: 1. Номер группы площадей 2. Код горизонта 3. Сцинтилляционные / * тип прибора * / 4. а1 5. а2 6. а3 / * Кп = а1 ехр ( - а2 Аng) - а3 Аg ** а4 - а5 * )/ 7. а4 8. а5 9. KGLGR / * граничные значения глинистости * / 10. а1 11. а2 12. а3 13. а4 14. а5 101 AL Сцинтилляционные 0.347 3.26 0.17 1.27 Газоразрядные 0.347 3.26 0.17 1.27 101 AL Сцинтилляционные 0.347 3.26 0.17 1.27 Газоразрядные 0.347 3.26 0.17 1.27 101 ALEX Сцинтилляционные 0.347 3.26 0.17 1.27 Газоразрядные 0.347 3.26 0.17 1.27 101 BASH Сцинтилляционные 0.34 3.39 0.24 1.04 Газоразрядные 0.34 3.39 0.24 1.04 101 BOBR Сцинтилляционные 0.34 2.37 1 2 Газоразрядные 0.380 2.23 1.0 2.0 Таблица разделена на 2 части. Первые 14 строк – описание таблицы. Здесь указан шифр структуры таблицы, используемое уравнение. Вторая часть таблицы содержит коэффициенты а1-а5 систематизированные для каждой площади, каждого стратиграфического интервала для газоразрядных и сцинтилляционных счётчиков. Структура таблиц для расчёта коэффициентов глинистости, нефтенасыщенности и проницаемости аналогична.  Применение двойных разностных параметров в модели расчета Кп по НГК, ГК позволяет устранить влияние как мультипликативных, так и аддитивных систематических составляющих ошибок измерений РК. Действительно, если предположить измерение  , где I-истинные показания, a и b, соответственно, вышеуказанные составляющие ошибок измерения, то двойной разностный параметр:  ;Откуда следует нечувствительность А к систематическим погрешностям измерений. Коэффициент пористости также может быть определен и по методам АК и ГГК. Пористость по акустическому каротажу рассчитывается по продольной волне по следующему выражению:  . При расчете по данной формуле предварительно определяется принадлежность текущей точки тому или иному горизонту, и, соответственно, производится выбор величин tСК , tЖ , tГЛ. По аналогичной формуле коэффициент пористости определяется и по плотностному каротажу:  Как и при расчете Кп по акустическому методу величины СК, Ж, ГЛ выбираются в соответствующих горизонтах. Расчёт Кгл. Коэффициент глинистости пластов в основном на месторождениях Татарстана определяется по показаниям ГК: Кгл=  +b3 Коэффициенты  индивидуальны для каждого горизонта или группы площадей.Расчёт Кн. Коэффициент нефтенасыщенности определяется согласно стандарту предприятия по известной формуле Арчи–Дахнова: Кн = 1 - ( а * в * в / п * К  ) 1/ n . Величины а, в, в, m, n – также, как и при расчете коэффициентов пористости и глинистости зависят от : - группы площадей; - стратиграфического горизонта; - величины глинистости; Расчёт Кпр. Для вычисления коэффициентов проницаемости по абсолютной воздухопроницаемости (Кправ) и фазовой нефтепроницаемости (Кпрф) приняты формулы вида: lq К = в а + а a * Кп lq Кпрф = в f + a f * Кп или же: К = а а * К + с а К = а f * К + с f Коэффициенты а а , в а , с а , а f , в f , с f зависят от группы площадей, стратиграфического горизонта, предельных значений коэффициентов глинистости и пористости и хранятся в специальной таблице. 9. Определение минералогического состава и емкостных свойств пород программой PetroUnite. Коэффициент пористости может быть определен по комплексу методов НГК+ГК, продольным волнам ВАК и по данным литоплотностного каротажа. При этом получаются различные величины коэффициента пористости, прежде всего, из-за существенного специфического влияния минералогического состава пород на показания методов ГИС. В связи с этим в Таттехнологии разработана методика определения коэффициента пористости и минералогического состава пород по комплексу методов НГК + ГК + ВАК ( Тр, Тs) + ЛПК. В список определяемых минералогических разностей и фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от разрезов могут быть включены различные комбинации следующих компонентов: песчаник, аргиллит, известняк, доломит, алевролит, ангидрит, гипс, соль, уголь, Кп, Кгл, Кп кав. Методика основана на решении систем уравнений, построенных по прямым моделям: = (Х1, Х2,… Хn), tp=tp(Х1, Х2,… Хn), ts=ts(Х1, Х2,… Хn), = ( Х1, Х2,… Хn), где Х1, Х2,… Хn- определяемые объемы минералогических разностей и фильтрационно-емкостные свойства; - водородосодержание; tp, ts – время пробега продольной и поперечной волн; - плотность породы. Причем количество уравнений в системе может быть больше, равно или меньше количества неизвестных. Такой подход позволяет определить единый коэффициент пористости и минералогический состав пород, опираясь на все методы исследования одновременно. Данный алгоритм позволяет осуществить внешнюю настройку системы на различные типы разрезов и комплексы ГИС. 10. Анализ рассчитанных параметров. На данном этапе производится анализ корректности расчёта параметров. Анализ проводится на новом планшете (Рис.13). Программа автоматизированной интерпретации – это геофизический калькулятор. На данный момент не существует программ, способных анализировать корректность расчётов, поэтому необходима работа человека - интерпретатора. В программе используются петрофизические зависимости, выведенные для конкретного горизонта (или его аналога). В случае, если неверно заданы эти зависимости, программа выдаст неправильный результат. Так же в случае ошибок в исходной кривой (ошибки в LAS-файле, ошибки регистрации сигнала в скважине) результат может быть существенно искажен.  Рис.13. анализ корректности расчёта параметров. 11. Определение границ пластов. Возможно автоматизированное и ручное определение границ пластов. Для разбиения на пласты используются кривые по выбору интерпретатора (Рис. 14). Для разбиения на пласты лучше всего использовать кривые, разделяющие пласты по литологии (такие как КС, ГК, НГК, ПС). Стоит отметить, что проблема автоматизированного определения границ пластов достаточно сложна и до сих пор не решена однозначно. Программа в автоматическом режиме выделяет больше пластов, чем необходимо интерпретатору, поэтому необходима ручная корректировка числа и положения границ пластов.  Рис.13. определение границ пластов 12. Снятие пластовых отсчётов. После определения границ пластов происходит снятие пластовых отсчётов – то есть расчёт средневзвешенного значения геофизического параметра в интервале между кровлей и подошвой пласта.  Рис.14. Снятие пластовых отсчетов. 13. Определение литологии, насыщения по пластам На данном этапе программа автоматически, опираясь на данные о геологии района и площади, стратиграфическом разбиении и данных ГИС рассчитывает литологию, наличие коллекторов и их насыщение (Рис.15).  Рис.15.Определение литологии, насыщения по пластам 14. Корректировка пластовых значений На следующем этапе проводится ручная корректировка рассчитанных на предыдущем этапе значений. Интерпретатор исправляет ошибки автоматизированной системы в новом планшете (Рис.16). При автоматизированной интерпретации программа использует встроенный алгоритм вычислений. Так как обратная задача геофизики не имеет однозначного решения, программа может выдавать неверный результат, даже если все входные данные заданы верно. Это случается потому, что, например, песчаник и известняк могут иметь одинаковое сопротивление, одинаковую нейтронную пористость и гамма активность, однако, очевидно, различный минеральный состав – но разделить эти породы, используя только методы ГК, КС и НГК невозможно. Здесь необходимо привлекать дополнительную информацию (сведения о геологии района, условиях осадконакопления в определенный период, данные керна и шлама и другую информацию).  Рис.16. ручная корректировка пластовых значений 15. Гашение параметров Гашение параметров – это обнуление пористости и проницаемости в пластах неколлекторах. Дело в том, что петрофизические связи (уравнения, по которым рассчитываются ФЕС) выводятся по данным керна пластов коллекторов. Эти зависимости не подходят для пластов неколлекторов, поэтому в интервалах неколлекторов значения пористости вычисляются неточно. В конечном итоге для подсчёта запасов нам необходимы данные пористости только по пластам коллекторам, поэтому операция гашения параметров не искажает результатов интерпретации. |
