Автоматизированная интерпретация данных геофизических исследований
..pdfПоследний этап отвечает «количественной» интерпретации дан-г ных ГИС. Таким образом, в традиционных методиках «качественная» интерпретация материалов ГИС предшествует их «количественной» интерпретации и решает весьма широкий круг задач, включающий в себя не только определение литологического состава горных пород, вскрытых скважиной, и характера насыщения коллекторов, но и уста новление положения выделенных слоев в сводном стратиграфическом разрезе района. Иначе говоря, «ручная» интерпретация диаграмм ГИС носит характер литолого-стратиграфической интерпретации, частично охватывает и корреляцию разрезов скважин, что, несомненно, способ ствует улучшению качества как литологической, так и стратиграфиче ской интерпретации за счет взаимного согласования их результатов на основе учета заранее известных закономерностей строения геологиче ского разреза изучаемого района.
Геологическая интерпретация данных ГИС заключается в пе реходе от совокупности физических свойств, измеренных в скважи не, к геологическому описанию разреза этой скважины и включает в себя: выделение в разрезе скважины крупных стратиграфических подразделений и стратиграфических реперов; литологическую идентификацию пород; выделение продуктивных пластов и оценку их коллекторских свойств и т.п. [12, 22]. Она опирается не только на фактические промыслово-геофизические данные, представленные диаграммами ГИС, но и на некоторые априорные сведения петрофи зического содержания, на информацию об особенностях геологиче ского строения района и участка, к которым скважина приурочена.
Так, на рис. 1 по кривым ГИС на глубине 1323 м четко фик сируется граница между двумя крупными стратиграфическими подразделениями: визейским ярусом, сложенным в основном пес чано-глинистыми породами, и турнейским ярусом, представленным карбонатными отложениями. Высокие показания НГК, стандартно го (зонд M2.0A0.5B) и бокового (БК) каротажа в турне изменяются на низкие в отложениях визейского яруса. И наоборот, минимальные показания ГК против турнейских известняков сменяются на повы шенные против терригенных пород визейского яруса. В качестве
репера можно использовать толщу аргиллитов Малиновского надгоризонта (1316-1323 м), характеризующуюся аномально высокими показаниями ПС и ГК, низкими значениями сопротивлений и увели ченным диаметром скважины на кавернограмме (КВ). Литологическое расчленение разреза скважины и выделение пластов-коллекторов про ведено согласно табл. 1. Достоверное решение этих задач желательно обеспечивать комплексом ГИС, требующим минимума затрат средств и времени (т.е. оптимальным комплексом ГИС). На практике при тра диционном подходе к обработке геофизических данных геофизикоминтерпретатором («ручная» интерпретация) оптимальный набор мето дов ГИС определяется в зависимости от конкретных геологических условий, технических возможностей и с учетом поставленных задач.
При работе с каротажным материалом геофизик-интерпретатор оценивает качество записи кривых ГИС, производит визуальную от браковку искаженных участков кривых, отбраковывает незначимые экстремумы.
Так, например, современные гидрогеологические задачи могут быть успешно решены аналитическими методами или с использова нием гидродинамического моделирования только на основе досто верной геофильтрационной схематизации разреза. Построение же такой достоверной схемы представляет наибольшую проблему при изучении динамики нефти, подземных вод и флюидов.
Пространственное распределение глубинных геофильтрационных элементов разреза, охваченных гидродинамическими испыта ниями, отбором керна и его лабораторным исследованием, весьма неравномерно. Наиболее изученными обычно оказываются площади нефтяных месторождений и локальных поднятий, в пределах кото рых проводились поисково-разведочные работы, а по разрезу - про дуктивные на нефть и газ горизонты. При недостатке и невысокой достоверности единичных фильтрационных определений в глубоких элементах разреза удовлетворительная экстраинтерполяция фактиче ских данных может быть обеспечена только на основе выявления пространственных закономерностей изменения свойств разреза, ши рокого применения методов ГИС.
Характеристика литологического состава пород по данным ГИС
Порода |
ПС |
ГК |
н п с |
ДС |
АК |
М3 |
Удел, элегар. |
|
сопротивление |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Глины |
Высокие |
Высокие по |
Наиболее |
Увеличение, |
УР= |
Наиболее низ |
Низкие пока |
|
|
показания. |
казания |
низкие пока как правило, |
=1200...2500 м/с |
кие показания |
зания, близкие |
||
|
Потенциал |
|
зания, при |
Джв* Отдель |
|
микрозондов. |
к показаниям |
|
|
тем больше, |
|
большом |
ные пласты |
|
Нет прираще |
сопротивления |
|
|
чем больше |
|
размыве |
пластических |
|
ния между |
бурового рас |
|
|
дисперс |
|
минималь |
глин отмеча |
|
МПЗиМГЗ |
твора |
|
|
ность глин |
|
ные |
ются сужением |
|
|
|
|
|
|
|
|
диаметра |
|
Показания не |
Более высокие, |
|
Аргилли |
То же, что |
То же, что |
Низкие (осо Различные |
Несколько уве |
||||
ты, гли |
и у глин или |
и у глин |
бенно в слу |
случаи, чаще |
личенные пока |
характерны |
чем у глин. |
|
нистые |
более высо |
|
чае увеличе |
всего - увели |
зания в сравне |
|
У сильно уп |
|
сланцы |
кие |
|
ния A J |
чение Цдш |
нии с глинами |
|
лотненных |
|
|
|
|
и средние |
|
|
|
разностей со |
|
|
|
|
показания |
|
|
|
противление |
|
|
|
|
|
|
|
|
увеличивается |
|
|
|
|
|
|
|
|
согласно уве |
|
|
|
|
|
|
|
|
личению |
|
|
|
|
|
Увеличение |
|
|
плотности |
|
Глины, |
Наличие |
Незначитель |
Низкие и |
|
Показания |
Незначитель |
||
содержа |
незначитель |
ное пониже |
средние |
диаметра сква |
|
более высокие, |
ное увеличе |
|
щие пес |
ных отрица |
ние радиоак |
показания |
жины |
|
чем у глин |
ние сопротив |
|
чаный, |
тельных ано тивности |
|
|
_п_ |
|
ления по срав |
||
алеври |
малий ПС по по сравнению |
|
|
|
|
нению с чис |
||
товый, |
отношению |
с чистыми |
|
|
|
|
тыми глинами |
|
карбонат, |
к линии чис |
глинами |
|
|
|
|
|
|
материал |
тых глин |
|
|
|
|
|
|
u>
о
Порода |
ПС |
ГК |
НТК |
ДС |
АК |
М3 |
Удел, электр. |
|
сопротивление |
||||||||
|
|
|
|
|
Средние и низ |
Невысокие |
||
Пески |
Минималь |
Низкие пока |
Низкие по |
Сужение Ц^, |
Низкие и сред |
|||
|
ные показа |
зания |
казания |
за счет образо |
кие значения Ур, |
показания, |
ние показания |
|
|
ния, при |
|
|
вания глин, |
особенно низкие |
наблюдается |
|
|
|
наличии |
|
|
корки, в отд. |
в рыхлых песках |
положительное |
|
|
|
глинистого |
|
|
случаях против |
|
приращение |
|
|
|
материала |
|
|
рыхлых пес |
|
|
|
|
|
ПС несколь |
|
|
ков -увели |
|
|
|
|
|
ко увеличи |
|
|
чение Do® |
|
|
|
|
|
вается |
|
Низкие по |
Сужение DCKB, |
|
Невысокие |
В основном |
|
Песчани |
Минималь |
Низкие пока |
Средние и высо |
|||||
ки порис |
ные показа |
зания, увели |
казания |
в случае мине |
кие показания, |
показатели с |
низкие и сред |
|
тые |
ния |
чивающиеся с |
|
рализованных |
но значительно |
положитель |
ние. В нефте |
|
|
|
ростом со |
|
буровых рас |
ниже, чем в плот, |
ным прираще |
носных пла |
|
|
|
держания |
|
творов - но |
разностях пород |
нием между |
стах - высо |
|
|
|
глинистого |
|
минальный |
(Vp=3000 м/с) |
МПЗиМГЗ |
кие. Измене |
|
|
|
материала |
|
диаметр |
|
|
ния в больших |
|
Песчани |
Промежу |
Средние, |
Повышен |
Различные |
Средние показа |
Более высокие |
пределах |
|
|
||||||||
ки глини |
точные пока реже высокие |
ные показа |
случаи, кавер- |
ния между по |
показания, чем |
|
||
стые |
зания |
показания |
ния по срав |
нограмма час |
ристыми и плот |
у коллекторов, |
и |
|
|
|
|
нению с по |
то иззубрена |
ными песчани |
приращение |
|
|
|
|
|
ристыми |
|
ками (Vp от |
отсутствует |
|
|
|
|
|
песчаниками |
|
2000 м/с и выше) |
|
|
Порода |
ПС |
ГК |
НТК |
ДС |
АК |
М3 |
Удел, электр. |
|
сопротивление |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Песчани |
Различные |
Низкие пока |
Повышен |
Номинальный |
Высокие |
Высокие показа |
Высокие пока |
|
ки плот |
показания - |
зания |
ные показа |
диаметр сква |
показания |
ния; соотноше |
зания |
|
ные |
от мини |
|
ния (средние жины |
Vp до 6000 м/с |
ние между пока |
|
||
|
мальных до |
|
и высокие) |
|
|
заниями МПЗи |
|
|
|
максималь |
|
|
|
|
МГЗ неопреде |
|
|
|
ных |
|
|
|
|
ленное |
|
|
Алевро |
Минимум, в |
Низкие и |
Обычно |
Сужение Д ^ в |
Средние пока |
Невысокие пока Сопротивле |
||
литы |
ряде случаев |
средние пока пониженные случае порис |
зания Vp между |
зания; в порис |
ние такое же, |
|||
|
с меньшей |
зания |
показания, |
тых разностей |
глинами и пес |
тых разностях |
как у порис |
|
|
амплитудой |
|
как у порис |
и частое изме |
чаниками по |
есть приращения тых песчани |
||
|
отклонения, |
|
тых песча |
нение A*, в |
ристыми |
|
ков или не |
|
|
чем против |
|
ников |
других случаях |
|
|
сколько выше |
|
|
чистых пес |
|
|
|
|
|
|
|
|
чаников |
|
Очень высо Чаще всего |
Очень высокие |
Высокие, сильно |
Очень высокие |
||
Известня |
Низкие пока Минималь |
|||||||
ки и до |
зания ПС |
ные показа |
кие показа |
номинальный |
показания Vp |
изменчивые и |
показания, осо |
|
ломиты |
|
ния |
ния |
диаметр |
(до 7000 м/с) |
иззубренные |
бенно у плот |
|
плотные |
|
|
|
|
|
|
ных и окремне- |
|
|
|
|
|
|
|
|
лых известня |
|
|
|
|
|
|
|
|
ков |
|
Известня |
Повышен |
Средние пока Средние и |
Номинальный |
Значительно |
|
От 10 Омм |
||
ки глини |
ные показа |
зания, обычно низкие пока диаметр или |
пониженные |
|
и выше, но |
|||
стые и |
ния (как у |
тем больше, |
зания |
увеличение его показания Vp |
|
много меньше, |
||
мергели |
глин) |
чем больше |
|
|
нежели в плот |
|
чем в плотных |
|
|
|
содержание |
|
|
ных разностях |
|
разностях |
|
|
|
глинистого |
|
|
|
|
|
|
1 |
___________ 1материала |
|
|
|
|
|
LO
00
Порода |
ПС |
ГК |
НТК |
ДС |
АК |
М3 |
Удел, электр. |
|
сопротивление |
||||||||
|
|
Низкие |
Низкие |
|
Высокие пока |
|
||
Известня |
Низкие |
Появление |
Положительные |
От единиц |
||||
ки порис |
показания |
показания |
показания |
глинистой |
зания Vp, но |
приращения на |
до сотен |
|
тые |
|
|
|
корки |
ниже, чем у |
МПЗ-МГЗ |
ом-метров |
|
|
|
|
Высокие |
Обычно номи |
плот, пород |
иБК-МБК |
|
|
Ангидри |
Неопреде |
Наиболее |
Высокие пока |
Высокие показа |
Очень высокое |
|||
ты и гип |
ленные |
низкие |
показания |
нальный |
зания скорости |
ния, приращение сопротивле |
||
сы |
показания |
показания |
у ангидри |
|
прод. волны - |
неопределенное |
ние, которое |
|
|
ПС |
|
тов, очень |
|
4500-6500 м/с |
|
резко снижа |
|
|
|
|
низкие |
|
|
|
ется при росте |
|
|
|
|
у гипсов |
|
|
|
глинистости |
|
|
|
|
|
|
|
|
и наличии |
|
|
|
|
|
|
|
|
трещиннова- |
|
Каменная |
|
Низкие пока |
Аномально |
Обычно уве |
Повышение |
Обычно низкие |
тосги |
|
|
Очень высокие |
|||||||
соль |
|
зания, при |
высокие |
личение диа |
показания Ур до показания (близ |
показания, |
||
|
|
сутствие ка- |
показания, |
метра скважи |
5500 м/с |
кие к рс) из-за |
в случае раз |
|
|
|
лийных солей которые |
ны из-за раз |
|
увеличения |
мыва пласта- |
||
|
|
приводит к |
резко сни |
мыва пласта |
|
|
меньше, чем |
|
|
|
резкому по |
жаются при |
|
|
|
сопротивление |
|
|
|
вышению |
размыве |
|
|
|
вмещающих |
|
|
|
показаний |
пласта |
|
|
|
пород |
Объем геофизических исследований скважин с каждым годом растет, а традиционные «ручные» приемы интерпретации требуют огромных затрат времени, не обладают необходимой оперативностью и не обеспечивают полного извлечения геологической информации из геофизических данных. Перспективы существенного повышения качества геологической интерпретации данных ГИС большинство ис следователей связывают с созданием «машинных» методов, обладаю щих рядом преимуществ: высокая производительность обработки данных ГИС на ЭВМ, удобная форма выдачи результатов, устранение случайных погрешностей вычислений и т.д. [15,54].
Однако основное значение «машинной» интерпретации состо ит в том, что на ее основе могут быть созданы принципиально новые методики анализа данных ГИС, обеспечивающие более полное ис пользование диаграмм, позволяющие решать задачи, для «ручной» интерпретации практически неразрешимые.
Чтобы реализовать эти возможности, интерпретация материалов ГИС должна опираться на некоторый достаточно мощный логико математический аппарат. Применительно к рассматриваемым в на стоящем учебном пособии задачам литологической и стратиграфиче ской идентификации пород и определения характера насыщения коллекторов по данным ГИС, таким аппаратом может стать совокуп ность логико-математических средств, используемых при решении задач распознавания образов, являющихся одним из основных типов задач, которые рассматриваются в рамках теоретических и приклад ных исследований по проблеме искусственного интеллекта [57].
ГЛАВА 3. М о д е л и р о в а н и е н е ф т е г а зо в ы х за л е ж е й
ПОДАННЫМ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Описание геологических объектов - одна из важнейших задач геологических исследований. Геологические тела любых видов, масштабов, любой сложности можно представить только в виде мо дели - системы особого рода. Поэтому основным методом пред ставления геологических тел в виде системы является метод горно геометрического моделирования.
Получение четкого представления о строении нефтяных и газо вых залежей как геологических объектов является наиболее актуаль ной задачей геологического моделирования. Накопленный опыт моде лирования залежей позволяет сформулировать некоторые проблемы (или «трудности», «сложности»), требующие решения в процессе дальнейшего совершенствования моделей залежей. Главной является проблема адекватности модели оригиналу, т.е. насколько полно мо дель отражает «все» или хотя бы основные черты (или характеристи ки) и позволяет решать по крайней мере следующие основные задачи:
-достоверно оценить с количественной точки зрения величину запасов нефти и их распределение по объему залежи с точки зрения возможностей эффективной их разработки;
-обосновать экономическую целесообразность вовлечения всех или части запасов нефти в разработку;
-обеспечить специалистов по проектированию технологии разработки и поверхностного обустройства такой исходной информа цией, которая позволила бы выбрать систему разработки, обеспечи вающую максимальную величину нефтеизвлечения при минимальных или оптимальных затратах на добычу нефти, т.е. рациональную сис тему разработки.
Любые модели нефтегазовой залежи являются идеализирован ными, упрощенными, приближенными, т.е. неадекватными модели руемому объекту. Степень этой неадекватности установить невозмож но, поскольку невозможно сравнить реальную залежь и построенную нами модель. Всякая модель является неполной, частной и не может выразить всех свойств и отношений моделируемого объекта. Обилие моделей для одной и той же залежи объясняется тем, что человеческий разум в состоянии воспринимать максимум лишь «трехмерные», т.е. объемные, а еще лучше «двухмерные» плоские модели.
Неадекватность моделей реальным объектам проистекает из-за следующих причин, часто именуемых барьерами (БСЭ. 3-е изд. М., 1970. Т. 2. С. 531). Аналогичные барьеры возникают и при моделиро
вании нефтяных и газовых залежей, которые нужно преодолеть для
получения наиболее достоверной модели залежи [16]:
-барьер информативности возникает ввиду невозможности получения информации о всех без исключения свойствах в любых точках залежи УВ и о всех процессах, происходящих в залежи в ходе
ееразработки;
-барьер многомерности порождается сложностью залежи УВ как материального объекта и приводит к необходимости примене ния для ее «исчерпывающей» характеристики чрезвычайно большо го количества параметров;
-барьер неоднородности обусловлен изменчивостью количе ственных характеристик (параметров) залежи по ее объему, т.е. по площади и разрезу;
-барьер временной неустойчивости порождается изменчиво
стью параметров залежи во времени, имеющей место как в связи с пополнением информации о залежи в результате ее разбуривания (изменчивостью оценок), так и вследствие влияния на параметры за лежи процессов ее разработки.
Для одной и той же залежи можно построить сколь угодно мно го моделей - все зависит от фантазии авторов. Очевидно также, что построение множества моделей залежей бессмысленно - должны быть какие-то ограничения. Логическим ограничением, вытекающим из описанного выше перечня «барьеров», является следующее. Каждая модель залежи, предлагаемая взамен или в развитие предшествующей (а именно такой путь предлагается в настоящей работе), будет в том случае новой (или прогрессивной), если она хоть в какой-то мере сни жает влияние названных выше «барьеров». Такой подход к построе нию моделей обеспечивает выход на все более объективные описания моделей нефтяных и газовых залежей, которые должны:
1) быть более информативными, т.е. характеризоваться бо полным использованием геолого-геофизической информации о зале жи в сочетании с гидродинамическими (потокометрическими) дан ными, с данными по термометрии, акустике и т.д;
2) снижать мерность представлений о залежи (в том числе
изалежи эталонной);
3)строиться с использованием более комплексных, интеграль ных, псевдостатистических и других параметров;
4)более полно учитывать неоднородность параметров залежи по объему;
5)обладать большей устойчивостью во времени, по возможно сти не требовать серьезных перестроек в связи с получением допол нительной информации о конкретной залежи.
Высокая временная устойчивость модели залежи может быть подтверждена «живучестью» технологических документов (напри мер, большой длительностью промежутка времени, отделяющего пересчет запасов от предшествующего подсчета, уточнение или до полнение технологической схемы или проекта разработки от момен та составления самой схемы или проекта).
Проблеме моделирования залежей уделяли большое внима ние многие известные ученые - И.М. Губкин, М.А. Жданов, М.М. Чарыгин и др.
Вначале применялись модели залежей, которые можно назвать
однородными, хотя неоднородность свойств залежи была известна давно. Однородность моделей заключалось в том, что переменные параметры залежей нефти (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.) заменялись их средними значениями, причем харак теристики рассеяния средней величины - дисперсия, среднеквадра тическое отклонение и коэффициент вариации не учитывались. Использование вместо каких-либо переменных параметров их сред них величин позволяет представить модель залежи однородной поданным параметрам. Однако такие модели обладали ярко выра женной неадекватностью реальным залежам и поэтому были очень неустойчивыми во времени. Тем не менее в период ввода в разработ ку крупных высокопродуктивных месторождений недостатки прин ципов построения однородных моделей нефтегазовых залежей не оказывали существенного влияния на величины прироста запасов нефти и се текущую добычу.