Отправлено: 16.05.05 16:37. Заголовок: Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин (июнь 2005) - II

14. Метод прямой беспоправочной интерпретации ядерного каротажа (БИ-ЯК): технология и примеры применения
А. Л. Поляченко, Л. Б. Поляченко (ВНИИгеосистем)
Аннотация. Интерпретационное обеспечение большинства типов отечественной аппаратуры РК является весьма бедным и ненадежным, что обусловлено устаревшими методами его разработки, не позволяющими корректно учитывать все влияющие пара-метры геолого-технических условий (ГТУ), число которых обычно не менее 10. Особен-но плохо обеспечены новые приборы и новые либо сложные ГТУ, например, горизон-тальные и наклонные скважины. Нами разработаны, опробованы и предлагаются произ-водству новый метод и программно-вычислительная технология «беспоправочной ин-терпретации данных ядерного каротажа» (БИЯК), свободные от указанных недостатков. Метод БИЯК включает: 1) создание для требуемого прибора полноценной базы данных многомерных палеток, полностью охватывающей заданную заказчиком область про-странства параметров ГТУ с любой размерностью и детальностью; 2) прямую «беспо-правочную» технологию интерпретации каротажных данных в режиме on-line, когда па-раметры пласта и его погрешности в текущем кванте определяются с помощью точных «поквантовых» палеток без привлечения каких-либо поправок. Метод и реализующий его пакет программ БИЯК обеспечивают создание обрабатывающей системы с БД для всех методов и типов аппаратуры интегрального и спектрометрического ядерного каро-тажа в условиях вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин. Действующие технологии БИЯК разработаны и опробованы применительно к определению водона-сыщенной пористости пласта Кп по данным нейтронного каротажа со следующими ти-пами аппаратуры: СРК/2ННКт (90 мм), СРК/НГК (90 мм), СРКм/2ННКт (42 мм), СРК2м/НГК (42 мм), «Тверца» (76 мм), ДРСТ-3-90/НГК (90 мм) в открытом стволе и в обсаженных скважинах. Базы данных палеток для каждого из этих приборов охватыва-ют порядка (0.5-2)105 вариантов ГТУ, а время разработки системы БИЯК для одного прибора РК составляет от 2 недель до 1.5 месяцев.

15. Развитие методов и средств интерпретации данных электрического и ядерного каротажа для исследования горизонтальных и наклонных скважин и бо-ковых стволов
А. Л. Поляченко, И. В. Бабкин (ВНИИгеосистем)
Аннотация. Проблема интерпретационного и методического обеспечения каро-тажа горизонтальных и наклонных скважин и боковых стволов (систем ГС) стоит очень остро и, несмотря на свою актуальность, до сих пор серьезно не разрабатывается. Для ее исследования на количественном уровне создан вычислительный аппарат быстрого мо-делирования прямых задач ряда широко используемых методов ГИС в этих геометриях (пакет ПОЛЕ). Он позволяет выполнять быструю разработку палеточного обеспечения любых интегральных и спектрометрических методов РК и стандартного электрического каротажа БКЗ, ПС, БК для заданных заказчиком геолого-технических условий ГС при-менительно ко всем типам и конструкциям аппаратуры и оборудования за исключением (пока, в 2005г.) приборов с азимутально ориентированными детекторами/электродами. Палетки могут включать как традиционные семейства зависимостей для определения удельного электрического сопротивления УЭС, пористости Кп, нефтенасыщенности Кн и т.д., так и нетрадиционные, специфические для ГС зависимости: от угла встречи на-клонной скважины и пласта, от расстояния между горизонтальной скважиной и подош-вой/кровлей продуктивного пласта, от смещенности зоны проникновения, характери-стик расслоения потока флюида в ГС и т.п. Решены две обратные задачи восстановления (приведения) кажущегося УЭС, измеренного в наклонных скважинах зондами КС и БК, к условиям вертикальной скважины - для двухслойной системы «ГНС-анизотропный пласт» и для трехслойной системы «ГНС-неоднородная зона проникновения-анизотропный пласт». Входящие в них палеточные зависисимости обобщают известные палетки ВНИГИК (Е.В.Чаадаев и др.) для вертикальных скважин на системы ГС до уг-лов наклона 60ch730; и охватывают 6*105 вариантов геолого-технических условий.

16. Технология глубокой интерпретации данных импульсного нейтронного каротажа для определения сечения поглощения нейтронов в неоднородных ин-тервалах (разрезах) любой сложности
С. Г. Бородин, А. Л. Поляченко (ВНИИгеосистем)
Аннотация. Программно-вычислительная технология глубокой обработки дан-ных ИНК (ГОИНК) предназначена для определения распределения по разрезу скважины истинного сечения захвата тепловых нейтронов пластами, ch931;a(h), в условиях произволь-ной неоднородности изучаемых пород. Решение данной обратной задачи ИНК реализу-ется пакетом программ ГОИНК и обеспечивает восстановление ch931;a(h) с вертикальным разрешением от 20см. Помимо этого пакет ГОИНК содержит полный набор усовершен-ствованных программ, которые используются (или могут использоваться) при стандарт-ной обработке сигналов ИНК: а) учет просчетов импульсов до 3-хкратных перегрузок; б) разложение временного сигнала J(t) на сумму экспонент; в) определение кривой во-дородосодержания W(h) по отношению показаний на двух зондах в дискретах 60см и больше; г) непрерывная оценка статистической погрешности определения ch931;a(h) по раз-резу. Предлагаемая технология снимает принципиальное ограничение традиционной методики обработки данных ИНК - ее применимость только в однородных интервалах разреза скважин мощностью 1-1.5м и выше с выбрасыванием участков явной неодно-родности. Возможности технологии ГОИНК были изучены с помощью ее «внутренне-го» тестирования и прямого опробования на данных измерений с аппаратурой АИНК-43. Показано, что по сравнению со стандартной обработкой она гораздо контрастнее расчленяет все и особенно сложные интервалы, дает значительно более точные и на-дежные оценки ch931;a и Кн, уточняет границы продуктивных пластов. Наряду с существен-ным повышением точности и расчленяемости, ГОИНК также упрощает и повышает ин-формативность исследования в целом, позволяя производить единообразную сквозную обработку всего исследуемого интервала с включением в интерпретацию всех участков. Время обработки пакетом ГОИНК интервала разреза 100м с выдачей гистограмм рас-пределений ch931;a(h) и W(h) составляет 10-15мин.

17. Палеточное обеспечение многозондовой аппаратуры импульсного ней-тронного каротажа АИНК-89 для определения сечения поглощения и водородосо-держания пласта в условиях не обсаженных и обсаженных нефтяных скважин
А. Л. Поляченко, Л. Б. Поляченко (ВНИИгеосистем)
Аннотация. Разработаны 2 системы многомерных теоретико-экспериментальных палеток (ТЭП) для определения сечения поглощения ch931;a и водородосодержания W пла-ста по данным четырехзондовой аппаратуры импульсного нейтронного каротажа АИНК-89 в условиях открытого ствола и обсаженных нефтяных скважин. При этом варьировались, соответственно, 7 и 9 параметров геолого-технических условий (Кп, Кн, литология, Спл, Спж, Сцем, Dскв, Dкол, плотность ПЖ), описывающих месторождения Оренбуржья. Для синтеза ТЭПов использовались результаты подробного численного моделирования показаний АИНК-89 сеточным пакетом ПОЛЕ и методом Монте-Карло (более 2*104 вариантов условий) и экспериментальные показания аппаратуры, измерен-ные на моделях пластов г.Раменского. Поскольку определяемые параметры пласта ch931;a и W связаны, вид палеточных зависимостей значительно отличается от привычных пале-ток РК.

18. Требования к программам комплексной интерпретации данных ГИС
А.Ю. Лопатин (ЗАО “Пангея”)
Аннотация. На сегодняшний день существует много методик, алгоритмов и про-грамм позволяющих визуализировать геофизические кривые, вводить различные по-правки в показания методов, определять основные подсчетные параметры (Кп, Кн, Нэфф). Однако, большинство таких методик, специализируются на определении по дан-ным ГИС очень ограниченного набора характеристик продуктивных пород, например, определение пористости по нейтронным методам, определение Кнг. Программы, реали-зующие такие методики, имеют свой уникальный интерфейс, передача результатов од-ной программы в другую сопряжены с немалыми трудностями и, самое главное, в про-цессе работы над проектом отсутствует возможность добавить/изменить какой-нибудь модуль алгоритма.
В докладе формулируются основные требования к программному обеспечению, позволяющие проводить комплексную интерпретацию данных ГИС. Во-первых, в ос-нове должны лежать методики, позволяющие получать на выходе как можно больший спектр характеристик продуктивных отложений по данным ГИС. Во-вторых, единая оболочка программы должна иметь возможность подключения различных интерпрети-рующих модулей. Эти модули могут разрабатываться и подключаться независимо на разных предприятиях. При этом автор и пользователь интерпретирующего модуля не будет обременен созданием интерфейса или процедур вывода результатов интерпрета-ции. На уровне оболочки (системы) должны учитываться данные инклинометрии, ре-зультатов испытаний, исследования керна и др. Оболочка (система) должна обладать способностью анализа данных (графики, статистика) и вывода отчетов по форме, приня-тых в государственных контролирующих структурах (ГКЗ, ЦКЗ, ЦКР и т.д.). Интерпре-тирующие модули должны иметь возможность быстрой адаптации алгоритма к кон-кретному геологическую объекту. На рассмотрение предлагается также действующий прототип такой программы.

19. О создании петрофизического атласа продуктивных терригенных отло-жений Западной Сибири
М.М. Элланский (ЗАО «Пангея», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
Аннотация. Проблема петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС для продуктивных терригенных отложений Западной Сибири остается до настоя-щего времени весьма актуальной, несмотря на гигантский объем выполненных петрофи-зических исследований. Главная причина этого – стремление получить «свои» петрофи-зические связи для каждого нового объекта. Основные усилия петрофизиков тратятся на получение таких связей, и очень мало внимания уделяется их обобщению, выявлению локальных и региональных закономерностей их изменения, петрофизическому райони-рованию.
В настоящее время в ЗАО «Пангея» начаты работы по созданию петрофизическо-го атласа продуктивных терригенных отложений Западной Сибири. Основная цель этих работ – выявление локальных и региональных закономерностей изменения параметров петрофизической модели продуктивного пласта основных горизонтов Западной Сибири. К числу таких параметров относятся:
• параметры «скелета» породы (наилучшего коллектора): открытая порис-тость, проницаемость, остаточные водо- и нефтенасыщенность,
• параметры глинистого и карбонатного цемента: объем неэффективных откры-тых пор, заполненных в глинистом цементе адсорбированной остаточной водой, а в кар-бонатном цементе – капиллярной остаточной водой,
• параметры, характеризующие границу «коллектор – неколлектор»: критиче-скую открытую пористость (минимальную открытую пористость породы с жестким це-ментом, в которой все открытые поры представлены неэффективными порами цемента) и граничную открытую пористость коллектора.
Исследования начаты с продуктивных отложений пласта Ю1 на основе статисти-ческого материала, представляющего собой данные анализов керна по 15 месторожде-ниям Западной Сибири. Для каждого из названных выше параметров исследовались взаимосвязи а) с глубиной залегания продуктивных отложений (предполагалось, что глубина отражает влияние локальных факторов на изучаемые параметры) и б) с геогра-фическими координатами месторождения: широтой и долготой (предполагалось, что они отражают влияние региональных факторов на изучаемые параметры). Сделаны предварительные выводы о выявленных закономерностях.

20. Параметрические и непараметрические методы формализации петрофи-зических взаимосвязей, их настройки и применения при интерпретации каротажа и керна (обзор, современное состояние, реализация в технологии ModERn)
Б.Н. Еникеев (ЗАО «Пангея»)
Аннотация. В докладе приводится обзор методов организации систем петрофи-зических взаимосвязей, методов, алгоритмов и приемов их настройки, а также описыва-ются особенности технологии, реализованной в ряде различных отечественных и запад-ных системах (состав, особенности реализации, проблемы и перспективы развития).
Особое внимание уделяется составу петрофизического обеспечения, алгоритмам и технологиям настройки параметров и регуляризованного совместного использования систем петрофизических взаимосвязей.
Рассматриваются некоторые возможности параметрических и непараметрических методов (включая непараметрические регрессии, нейронные сети, мягкие вычисления) при решении задач петрофизического обоснования.
Детально описываются разработки, проводимые в этом направлении автором, особенности технологии, реализованной в пакете ModERn (ЗАО «Пангея»), используе-мого в ней математического и петрофизического обеспечения и пути и перспективы ее развития.

21. Учет в петрофизической модели продуктивного пласта различных типов цемента
М.А. Борисов (ЗАО «Пангея»)
Аннотация: Многократно отмечалось, что даже самые лучшие терригенные коллекторы часто содержат незначительное количество глинистого (2-3%) мате-риала. Это приводит к снижению фактической максимальной аномалии кривой СП по сравнению с рассчитанной теоретически, а также к повышению минималь-ных показаний метода ГК. В результате анализа большого объема данных керна сегодня мы можем расширить это утверждение, сказав, что, помимо глинистого материала, в лучших коллекторах может присутствовать и карбонатный материал. Для усовершенствования с учетом этого утверждения петрофизической модели продуктивного пласта нужно разобраться, в каком виде глинистый и карбонатный материал может присутствовать в лучших коллекторах.
В докладе рассмотрено несколько вариантов появления в лучших терригенных коллекторах цементирующего глинистого и (или) карбонатного материала. Предложены методики учета влияния таких типов цемента на ФЕС. В новой версии программы «Пет-рофизика» реализована возможность учета наличия цемента в лучших коллекторах.

22. Прогноз напряженного состояния пород пласта АВ11-2 Самотлорского ме-сторождения по данным ГИС
Скрылев С.А.(ООО “ТюменНИИгипрогаз”), Митрофанов А.Д.,
Бодрягин А.В., Коробейников А.А. (ОАО “НК Черногорнефтеотдача”),
Иванов C.В., Прохоров А.Ю.(ОАО “ТНК-BP”)
Аннотация. В процессе разработки залежей нефти в результате воздействия раз-личных технологических процессов, связанных с добычей нефти, нагнетанием в пласт воды в качестве вытесняющего агента, а также целенаправленного гидроразрыва пласта с целью повышения дебитов скважин, первоначально поровый коллектор за счет техно-генной трещиноватости на отдельных участках залежи приобретает свойства порово-трещинного коллектора. Анализ геологической, геофизической и технологической ин-формации, показывает, что наиболее благоприятные условия для возникновения техно-генной трещиноватости существуют в так называемых зонах разуплотнения, обуслов-ленных как геологическими, так и технологическими причинами. Сочетание природных и техногенных факторов создает предпосылки для формирования системы техногенных трещин, существенно усложняющих процесс регулирования разработки залежей нефти, снижает эффективность самой разработки и, в конечном итоге, приводит к уменьшению коэффициентов нефтеотдачи. Учитывая, что рассматриваемый участок разбурен очень плотной сеткой эксплуатационных скважин, была рассмотрена возможность примене-ния материалов методов стандартного комплекса ГИС для оценки и прогноза напряжен-ного состояния продуктивных отложений.
На основании выполненного анализа были сделаны выводы об информативности геофизических параметров и эффективности применения материалов ГИС для прогноза напряженного состояния продуктивных отложений.

23. Анализ параметра пористости с привлечением элементов региональной петрофизики (электрофаций) и типа глинистости
В.В. Семёнов, И.Б. Ратников (ОАО «СибНИИНП»)
Аннотация. Важнейший подсчетный параметр - коэффициент открытой пористости (Кп) - в петрофизических лабораториях, как правило, определяется для объекта (пласта) в целом и без учета его региональной неоднородности. Ос-новным критерием при отборе коллекции образцов для составления модели Рп = f(Кп) служит размах величины Кп. При этом полагается: чем больше ch916;Кп, тем выше достоверность связи Рп = f(Кп). Однако, на практике зачастую такая кон-цепция создает проблемы неоднозначности определения Кп по удельному элек-трическому сопротивлению (УЭС) водонасыщенных образцов в разных скважи-нах даже в пределах одного месторождения. Это явление обусловлено, с одной стороны, недоучетом особенностей объекта региональной петрофизики – фаций, которые находят свое отражение в форме кривых ПС, с другой – объекта общей петрофизики – типа глинистости. Разбиение (классификация) пласта по фациям, определение и учет типа глинистости, а также выделение и анализ петрофизиче-ских типов пород на основе фильтрационно-емкостных свойств пород в пределах пласта позволяют получить удовлетворительные связи между УЭС и Кп породы.

24. Пути повышения эффективности ГТИ при сопровождении строительства горизонтальных скважин и вторых стволов с горизонтальным участком
И.П. Клочан, А.В. Воронкевич (ОАО «Сибнефть-ННГГФ»)
Аннотация. Основной особенностью проведения ГТИ при строительстве ГС яв-ляется смещение приоритета в сторону решения геологических задач, позволяющих производить оперативную корректировку траектории скважины. При проведении ГТИ ГС практически постоянно возникают проблемы, осложняющие проведение ГТИ со-гласно требуемому комплексу или снижающие их информативность. В результате ана-лиза накопленного материала выделены основные факторы, снижающие информатив-ность ДМК и люминесцентно-битуминологического анализа шлама при проведении ГТИ в горизонтальных скважинах.
В докладе изложены меры, предлагаемые для повышения информативности и достоверности оперативной интерпретации данных ГТИ при сопровождении строитель-ства ГС, а также видение дальнейшего развития ГТИ в данном направлении с целью по-вышения привлекательности метода для Заказчика.