Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Компьютерная интерпретация данных ГИС
Костливых Людмила Николаевна
Лекция 1
Обработка и интерпретация данных промыслово-геофизических исследований скважин на ПВМ
Цифровая регистрация данных и обработка их на ЭВМ обязательные элементы современной технологии ГИС, основа непрерывного повышения научно-технического уровня и эффективности их. Применение ЭВМ для обработки и интерпретации результатов ГИС начато в 60-х годах. Выполненные в этих годах разработки позволили преступить к промышленному опробованию технологии обработки данных ГИС на ЭВМ. К началу 80-х годов были разработаны высокоорганизованные системы ориентированные на ЭВМ ЕС: АСОИГИС. Эти системы имели обширную библиотеку геофизических и сервисных программ и располагали разнообразными возможностями по обработке, хранению и визуализации промыслово-геофизических материалов. В это же время в нашей стране начинается развитие такого перспективного направления, как микроЭВМ. Соответственно, перед разработчиками системы АСОИГИС стала необходимость ее адаптации на персональные компьютеры. Так появилась система ИНГИС (интерактивная система обработки материала геофизических исследований скважин), которая начала активно внедряться в геофизических организациях в начале 90-х годов. ИНГИС это разработка центральной геофизической экспедиции. Система работала под DOS, пароль был на дискете. Существуют мировые зарубежные фирмы, которые поставляют продукты для обработки данных ГИС, но во-первых зарубежные продукты дорого стоят, во-вторых, запись на скважине производиться нашими приборами, которые различаются с зарубежными.
В настоящее время во многих геофизических организациях действуют развитые системы автоматизированной обработки передачи, хранения и визуализации промыслово-геофизических данных. Эти системы интенсивно развиваются по всем основным направлениям: совершенствуются алгоритмы, программы и графы интерпретации, расширяются технологические возможности систем, связанные с обработкой больших массивов данных.
Система ПРАЙМ предназначена для реализации современных технологий обработки данных ГИС. Важнейшим требованием современных технологий обработки данных ГИС является обеспечение гибкости к изменениям в структуре и составе данных. Возможности системы обработки определяются возможностями организации и поддержки в этой системе. В этой связи в системе прайм реализована оригинальная технология управления данными, которую назвали WS технологией.
Геофизические исследования в скважинах
Материалы ГИС являются основным видом геологической документации разрезов скважин, выявления и промышленной оценки полезных ископаемых, осуществления контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений, изучения технического состояния скважин и вместе с результатами лабораторных исследований керна и пластовых флюидов испытания пластов, данными опытно-промышленной эксплуатации служат главным источником информации, позволяющим осуществить подсчет запасов УВ, проектирование разработки залежи.
С этой целью по данным ГИС изучают в скважинных условиях физические свойства горных пород – УЭС, способность самопроизвольного образования электрического поля, естественную гамма-активность, способность замедления и поглощения нейтроном, скорость распространения упругих волн в породах, теплопроводность и другие. В зависимости от изучаемых физических или химических свойств пород различают электрический, радиоактивный, магнитных, акустических, газовый и другие виды каротажа. Общим для всех разновидностей каротажа является объект исследования – разрез скважины и сравнительно небольшая глубинность.
Переход от результатов каротажа к геологическим данным называют интерпретацией данных каротажа Интерпретацию данных каротажа, приводящуюся с целью поисков полезных ископаемых обычно разделяют на два этапа:
Комплексы ГИС
Комплексы ГИС определяются задачами, соответствующими назначению скважин, проектируемыми техническими условиями бурения и прогнозируемым геологическим разрезам. По целевому назначению различают:
Комплексы содержат набор методов, обеспечивающих успешное решение возлагаемых на ГИС задач для различных геолого-технологических ситуаций. Комплексы ориентированы на методы, освоенные в настоящее время в отечественной практике. По мере освоения новых методов комплексы могут дополняться. Комплексы ГИС для решения геологических задач включают обязательные и дополнительные исследования. Обязательные исследования состоят из постоянной части, единой для всех регионов и изменяемой части, состав которой определяется задачами, решаемыми конкретной скважиной и геолого-техническими условиями в скважине. Постоянную часть обязательных исследований составляют общие и детальные исследования. Материалы общих исследований визуализируются обычно в масштабе глубин 1:500, детальных 1:200. Для поисковых, оценочных и разведочных скважин предусмотрен единый обязательный комплекс ГИС. Для эксплуатационных скважин обязательный комплекс ГИС отличается уменьшением количества выполняемых методов и объемом детальных исследований. Набор исследований, позволяющих решать все поставленные задачи с минимальными затратами определяет оптимальный комплекс ГИС в данном районе. В различных районах устанавливаются свои типовые комплексы. В Пермском регионе в стандартный комплекс включены следующие методы: РК (НГК, ГК, НКТ), методы электрические (БК, МПЗ МГЗ,ИК), кавернометрия, акустический каротаж. По стандартному комплексу можно выделить поровый тип коллектора, трещинный нельзя.
Виды каротажа
Во всех скважинах выполняют стандартный электрический каротаж по всему стволу для литологического и стратиграфического расчленения. В перспективных на нефть и газ интервалах скважины проводят детальные электрические исследования, включающие БКЗ, ИК, МК. Задачами этих исследований являются: расчленение разреза на пласты с разными электрическими свойствами, выделение пластов-коллекторов в благоприятных случаях – определение подсчетных параметров продуктивных пластов.
Каротаж потенциалов (ПС), самопроизвольная поляризация
Кривые изменения потенциала по скважине дают представление о последовательности залегания пластов в разрезе скважин и об их свойствах. Наибольшее изменение потенциала приурочено к местам с наибольшей густотой токовых линий. Это обычно наблюдается против контакта пород одна из которых глинистая, а другая – содержит малое количество глинистого материала (контакт глина с песчаником). Кривая ПС является надежным средством выделения в разрезе проницаемых песчаных пород (условия образования потенциалов самопроизвольной поляризации таковы, что против большинства песчаных пластов наблюдаются значительные амплитуды отклонения кривой ПС). Одно из основных применений ПС – корреляция разрезов скважин. Для каждого метода существую свои условия применения.
Условия применения для ПС:
1. Песчано-глинистый разрез;
2. Высокое УЭС раствора, т.е. раствор пресный;
3. Существенная разница в минерализации промывочной жидкости и пластовой воды. Сопротивление пластовой воды в Прикамье 0,045;
4. Низкие УЭС пород, слагающих разрез скважины.
5. Большие мощности пластов-коллекторов.
В карбонатном разрезе и при минерализованной промывочной жидкости эффективность каротажа ПС падает.
Каротажи сопротивлений
Одним из характерных физических свойств горных пород, которое широко используется при изучении геологического разреза скважин является способность горных пород проводить электрический ток. Электрический каротаж, основанный на изучении УЭС называют каротажом сопротивлений (КС).
Стандартный электрический каротаж
Стандартный зонд выбирают таким образом, чтобы кривые КС были наиболее наглядными и легко читаемыми, позволяющими отличить возможно большее количества пластов, достаточно четко отбивать и границы и получать правильное представление об УЭС пластов. В районах, разрез которых представлен в основном песчано-глинистыми отложениями стандартными чаще всего являются подошвенный градент-зонд длиной около 2,5 м. В районах, разрез которых сложен карбонатными породами, в качестве стандартного обычно используют потенциал-зонд длиной около 0,5 м. Кривые стандартного каротажа регистрируют в масштабе глубин 1:500 по всему стволу скважины. Диаграммы стандартного электрического каротажа (БКЗ) применяют для решения важнейших задач нефтепромысловой геологии: корреляция разрезов, определение литологического состава пород, выделение в разрезе коллекторов. Кроме того, решают ряд задач, имеющих важное значение при бурении скважин: определение ВНК в частично обводненных пластах, оценку минерализации промывочной жидкости, определяют УЭС пласта и параметры зоны проникновения (диаметр и сопротивление), определение сопротивления пласта требуются приборы с большой зоной проникновении. При исследовании разными зондами это достигается увеличением размера установок, однако, показания больших зондов против пластов ограниченной мощности искажены влиянием вмещающих пород и различными экранными эффектами разного знака, учесть которые сложно. Поэтому были разработаны методы каротажа с фокусировкой тока и с достаточно большой глиной исследования: методы индукционного и бокового каротажа различных модификаций. Мощность пласта должна быть не менее 8 м, учитывая, что используем 8 метровый зонд, пресный раствор.
Боковой каротаж
Это каротаж сопротивления зондами с экранными электродами и фокусировкой тока (для исключения влияния скважины на КС). При исследовании нефтегазовых скважин в основном применяется трехэлектродных боковой каротаж (БК-3). Этот метод обладает большой вертикальной разрешающей способностью и дает благоприятные результаты при исследовании тонких пластов, и в случае заполнения скважины сильно минерализованным буровым раствором. Особенно БК зарекомендовал себя в карбонатном типе разреза. Существует несколько типов аппаратуры бокового каротажа:
1. Аппаратура ТБК, АБК-3. В этом случае диаграммы кажущихся сопротивлений записываются в арифметическом масштабе, регистрируется разность потенциалов между экранным и удаленным электродом, которая пропорционально величине сопротивления пород.
2. Аппаратура АБКТ, Э-1, Э-4. В этих приборах применяется вариант раздельного измерения потенциала и силы тока через центральный электрод. При цифровой регистрации сигналов величины напряжения и тока делятся программным путем для получения кажущихся сопротивлений. При аналоговой записи деления осуществляется логарифмическим преобразователем и диаграммы записываются в логарифмическом масштабе. Модуль логарифмической школы обычно равен 4; 6,25; 12,5. Основной особенностью полей фокусированных зондов является то, то текущие в изучаемой среде токи не пересекают плоских границ. Это освобождает диаграммы сопротивлений от экранных эффектов и упрощает способы определения границ пластов. На практике границы пласта отбиваются по началу крутого подъема кривой БК или при ρк/ρв>10, то по точке где ρк=2ρв. Отсчеты существенных значений производят по экстремальным показаниям для однородных пластов. Против неоднородного пласта и пачки пластов в качестве существенных значений рассчитывается средне гармоническое (или продольное) кажущееся сопротивление:
Мирометоды электрического каротажа
При ГИС в нефтяных и газовых скважинах важную роль играют измерения, выполненные с помощью микроустановок электрического каротажа. Наибольшее значение имеют микрозонды, которые подразделяются на градиент и потенциал зонды малых размеров. Каротаж обычными микрозондами называют микрокаротажем, а с фокусировкой тока – боковым микрокаротажем (БМК). МПЗ и МГЗ используют для качественной характеристики разреза скважины (для выделения проницаемых интервалов в песчано-глинистом и карбонатном разрезах, отбивки границ и определения их мощности. Возможность выделения по диаграммам МК проницаемых прослоев и пластов связано с образованием глинистой корки на проницаемых интервалах. На МГЗ глинистая корка оказывает особенно сильное виляние. На показания МПЗ она влияет меньше и поэтому против коллекторов наблюдается «положительное приращение КС». Против непроницаемых пород глинистая корка отсутствует и показания обоих зондов совпадают, они также совпадают при наличии больших каверн. На показания микрозондов оказывает влияние минерализация промывочной жидкости. Скважина должны быть заполнена пресной промывочной жидкостью. При БМК применяют микрозонды с фокусировкой тока основного токового электрода с помощью дополнительных экранных электродов. Поэтому влияние промежуточного слоя на показания микрозонда уменьшается и зависит главным образом от удельного сопротивления части пласта, примыкающей к скважине. Данные БМК могут быть использованы для точной отбивки границ пластов, выделения плотных прослоек и определения эффективной мощности продуктивных коллекторов в скважинах с промывочной жидкостью любой минерализации. Наиболее широкое применение БМК находит при исследовании разрезов скважин, заполненных минерализованной промывочной жидкостью. В этих условиях комплекс методов электрического каротажа ограничен и кривую БМК обычно сопоставляют с кривой БК. Показания БМК против нефтенасыщенных пластов в этой случае меньше показаний БК, что связано с наличием зоны понижающего проникновения.
Индукционный каротаж
Для изучения электрических свойств горных пород (проводимости, диэлектрической проницаемости) наряду с электрическим каротажем применяется также электро-магнитный каротаж, основанный на измерении элементов электро-магнитного поля. ИК предназначен для изучения удельной электропроводности горных пород, пересеченных скважиной. Наиболее распространенная аппаратура:
1. ПИК-1М, ИКАС с шифром зонда 4И1.
2. АИК-3, АИК-М с шифром зонда 6Ф1.
Наилучшие результаты ИК дает в песчано-глинистом разрезе с небольшим УЭС пластов, ρп<30 Ом*м. ИК единственная разновидность каротажа сопротивления, которая может применяться также в скважинах с непроводящей промывочной жидкостью (например, на нефтяной основе), а также при бурении с продувкой воздухом или газом, когда ствол скважины сухой. В карбонатных разрезах с высоким УЭС пластов и в скважинах, заполненных минерализованной промывочной жидкостью, применение ИК нецелесообразно. Кривые проводимости зондов ИК недостаточно эффективны для отбивки границ пластов и расчленения разреза, поэтому ИК применяется в комплексе с другими методами электрического каротажа, позволяющими успешно решать задачу расчленения разреза и выделения пластов. Основной задачей, решаемой при обработке данных ИК является определение УЭС пластов. Отсчет показаний в случае однородного пласта, берется прямо по кривой ИК против середины пласта. В случае неоднородного интервала, отсчет значений целесообразно брать, ориентируясь на максимальные показания, т.к. ИК чувствителен к более проводящим прослоям и завышает проводимость менее проводящих пропластков.
Радиоактивные методы каротажа
В настоящее время широко применяется радиоактивный каротаж нескольких видов:
1. ГК основан на измерении по стволу скважины гамма излучения, вызванного естественной радиоактивностью горных пород.
2. К числу методов нейтронного каротажа относят НГК, при котором измеряют гамма излучение, вызванное облучением пород источником нейтронов; нейтронный каротаж по тепловым нейтронам, при котором изучают плотность тепловых нейтронов; нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам, когда изучают плотность медленных нейтронов. Распределение тепловых нейтронов обуславливается нейтронными параметрами среды: замедляющей способностью, длиной диффузии, эффективным сечением захвата. Наибольшей замедляющей способность обладают ядра атомов водорода. Среды с большим содержанием водорода (вода, нефть) имеют наибольшую замедляющую способность. При НГК измеряют гамма излучение, возникающее в скважине при облучении пород источником нейтронов. Измеряемые при НГК величины регистрируются в имп/мин или в условных единицах. За усл.ед принимают показания регистратора, когда глубинной прибор НГК помещен в пресную воду.
Акустический каротаж
Основным назначением акустического каротажа в нефтегазовых скважинах является расчленение разрезов, выделение гранулярных и трещиновато-кавернозных коллекторов и их пористости. Акустические (звуковые) волны представляют собой упругие механические возмущения, которые распространяются с конечной скоростью в твердых, жидких и газообразных телах и осуществляют перенос энергии без переноса вещества. Продольные и поперечные волны – это основные типы волн, регистрируемые при акустическом каротаже. Продольные волны распространяются в жидких, газообразных и твердых телах. Поперечные волны только в твердых телах. Основные параметры, которые регистрируются при АК и используются для определения физических и коллекторских свойств пород – это скорость распространения волны и обратная величина – интервальное время пробега, амплитуда волны, эффективное затухание, частота и связанная с ней длина волны. В горных породах на частотах акустического каротажа эффективное затухание продольной и поперечной волн вызвано в большей степени рассеянием, чем поглощением. Поэтому амплитуды и эффективное затухание используют для выделения в породах различных неоднородностей: в первую очередь, трещин и каверн. Исследование, при котором регистрируют амплитуды и эффективное затухание волн называют АК по затуханию. Последнее время при АК производят регистрацию всего пакета колебаний с целью изучения скоростей распространения амплитуд, спектрального состава (частот и длин волн) и других характеристик всех типов волн, участвующих в волновом процессе. Такой вид регистрации называют волновым акустическим каротажем (ВАК).
Литологическое расчленение по АК
По АК уверенно выделяются только крупные литологические комплексы – карбонатные породы, песчаники, глины и заглинизированные разности. Дельта Т в карбонатах 140-180. Дельта Т в песчаниках 190 – 300, скорость в песчаниках 2600 – 5250.. Дельта Т в глинах 330-650, скорость 1800 – 3000.
Более детальное расчленение разреза проводят по данным комплекса ГИС, включающего АК, РК и ЭК.
Определение пористости
В неглинистых песчаниках и карбонатных породах с гранулярным типом пористости время дельта Т увеличивается пропорционально их общей пористости Кп, то создает благоприятные предпосылки для выделение коллектором и определения их пористости.
Применение АК в СР
В результате обработки данных АК может быть построен детальный скоростной разрез, который дает более полное представление о характере изменения скоростей по разрезу, чем обычный сейсмокаротаж. Усреднение интервальных времен позволяет получить средниие интервальные скорости, а их суммирование - построить вертикальный годограф и найти кривую средней скорости. АК позволяет также выделять в разрезе скоростные границы, а при сопоставлении с данными наблюдений на поверхности отождествлять их с определенными сейсмическими горизонтами и осуществлять привязку в последнем.
Таким образом данные АК дают возможность изучить особенности строение геологического разреза: установить характер изменения акустических свойств отдельных толщ, выявить тонкие слом, отражающие и преломляющие границы и в результате построить гораздо более точную акустическую модель реальной среды.
Технологии обработки данных ГИС с использованием ЭВМ
Интерпретация результатов измерений в том числе, геофизических – это процесс в ходе которого специалист руководствуясь некими представлениями о модели изучаемого объекта составляет его описание в терминах, определяемых кругом решаемых задач: петрофизических, геологических и т.д. На основе имеющихся у него знаний, а также исходя из анализа фактических данных, относящихся к изучаемому объекту (геологические данные о разрезе, данные ГИС, керна, опробования, информации о ходе бурения) геофизик-интерпретатор формирует представление о модели разреза и адекватной ей методике получения искомых свойств объекта. Перечисленные этапы действия интерпретатора объединяются понятием «методика интерпретации». Под понятием методика интерпретации понимается перечень вычислительных процедур, логика принятия решения, выбор конкретных констант, которые могут меняться от скважины к скважине, набор графических выдач (кросс платов, планшетов). Обычно методика геофизической интерпретации данных ГИС включает в себя последовательность вычислительных и логических процедур, выполняющих решение следующих задач:
1. Введение поправок в кривые ГИС и приведение показаний к стандартным условиям измерений;
2. Оценка свойств разреза методом нормализации;
3. Уточнение констант обработки с помощью кросс плато;
4. Расчленение разреза на однородные интервалы, снятие отсчетов, увязка границ;
5. Определение УЭС;
6. Оценка коэффициента глинистости;
7. Оценка коэффициента пористости и компонентного состава скелета пород;
8. Оценка водонасыщенности;
9. Выделение коллекторов;
10. Оценка литологии;
11. Оценка характера насыщения;
12. Контроль результатов.
13. Формирование окончательного заключения.
Весь процесс обработки разбивается на логические этапы:
1. Введение поправок в кривые ГИС и приведение показаний к стандартным условиям измерений;
2. Нормализация;
3. Оценка коллекторских свойств;
4. Формирование результатов обработки.
Обработка данных РК
Комплекс методов, выбранных для обработки скважины в условиях Пермского края, включает в основном следующие методы:
- РК (ГК, НК);
- ЭК (БК, МБК, ИК, БКЗ, микрозонды);
- ДС;
- АК.
Выбрав комплекс методов, необходимой и достаточной для количественной интерпретации данных открытого ствола, геофизик прежде всего оценивает качество исходного материала. Все методы привязываются к радиоактивному методу (в частности к ГК) и увязываются по глубине, если это необходимо.
Радиоактивные методы каротажа в условиях Пермского края являются основными для определения таких количественных параметров как глинистость, пористость, проницаемость. По ним отбиваются границы пластов-коллекторов. Для обработки материалов ГИС с помощью автоматизированной системы интерпретатор должен предварительно подготовить следующие материалы:
1. Кривые ГИС в оцифрованном виде;
2. Документы оцифрованных кривых для проведения редактирования и документы, включающие сведения об обрабатываемой скважине, разрезе, площади;
Предварительная обработка цифровых данных ГИС
Этап предварительной обработки геофизических данных включает:
1. Редактирование цифровой информации;
2. Увязку кривых по глубине;
3. Приведение геофизических кривых к стандартным скважинным условиям;
4. Алгоритмы, реализующие перечисленные процедуры обработки, в разных системах, могут незначительно отличаться, но основные принципиальные положения алгоритмов сохраняются.
Увязка кривых ГИС по глубине
Смещения по глубинам показаний различных методов возникают из-за неточности разметки кабеля, скважинных условий, а также погрешностей в процессе оцифровки. Величина смещения для разных методов и разных интервалов глубин может быть различна. При автоматизированной интерпретации необходимо увязать оцифрованные кривые по глубине, т.е. определить величину смещения диаграммы каждого метода относительно одной кривой, принятой за опорную.
Приведение кривых ГИС к стандартным условиям измерений
После увязки исходного материала программными средствами начинается предварительный этап обработки, который заключается в введении поправок в непрерывные кривые каротажа. При этом устраняются аппаратурные искажения, возникающие при регистрации кривых. Аппаратурные искажения устраняются путем введения поправок в кривые НГК и ГК. В кривую НГК вноситься поправка за гамма фон. Показания метода НКТ, НКН, НГК в необсаженной скважине приводятся к показаниям в условиях скважины с номинальным диаметром. Для кривой ГК вводятся поправки за плотность бурового раствора за изменение диаметра скважины. Для обсаженной скважины за плотность бурового раствора, толщину колонны и цементного кольца. Обработке подвергаются непрерывные диаграммы без предварительного выделения пластов. Задача распадается на введение следующих поправок:
1. За инерционность измерительной аппаратуры;
2. За нелинейность аппаратуры (только для аппаратуры на газоразрядных счетчиках типа НГГК)
3. За гамма фон в НГК;
4. За отклонение диаметра скважины от номинального в НГК;
5. За влияние параметров скважины в ГК.
Ввод поправок
Стандартными условиями являются: номинальный диаметр скважин, определенные давление, температура и плотность бурового раствора.
Ввод поправок является первым этапом геофизической обработки данных ГИС и предназначен для приведения измеренных и отредактированных кривых ГИС, искаженных влиянием зонда, скважины, вмещающих пород и аппаратурных погрешностей к физическим свойствам пород в их естественном залегании. Ввод поправок включает программы исправления кривых РК за аппаратурные погрешности, кривых ИК, БК за скважину и вмещающие породы, кривой ПС за влияние электрических характеристик и толщины пласта.
Ввод аппаратурных поправок в кривые РК
1. Поправка за инерционность измерительной аппаратуры. Программа предназначена для ввода в кривые РК аппаратурных поправок, связанных с влиянием интегрирующей ячейки естественного фона ГК на кривую НГК, а также просчетов в газоразрядных счетчиках и их компенсации при двухканальной системе регистрации в старой аппаратуре РК. Постановка задачи – наличие интегрирующей ячейки τ на выходе измерительного канала радиоактивных методов вносит искажение в форму и амплитуду кривых и тем больше, чем больше произведение V*τ, где V – скорость записи, и меньше толщина пласта h. При очень малых толщинах пластов влияние V на τ резко возрастает, что связано с влиянием дополнительных неизученных факторов, поэтому для пластов с h<=hграничное должно быть введено ограничение на поправку и она в попластовом варианте приравнивается к поправке для пласта с h=hmin=0,7 м. Поскольку поправка за инерционность амплитудная, то она вносится в амплитуду пласта Jпласта, отсчитанная от вмещающих пород Jвм. В старых приборах РК на газоразрядных счетчиках дополнительные искажения кривых РК возникают за счет просчетов счетчиков в следствии того, что разряд счетчика и прохождение по схеме импульса занимают некоторое время («мертвое время счетчика»), в течение которого не может быть зарегистрирован следующий импульс и кроме того, в двухканальной аппаратуре при передачи импульсов разной полярности по одной линии связи происходит взаимная компенсация их и соответствующие снижения скорости счета, особенно при большом счете в другом канале, т.е. исправлению подлежит кривая ГК за канал НГК.
Кривая НГК должна быть исправлена на естественный фон ГК. Кривая ГК – за собственный гамма-фон прибора.
Приведение ГК к стандартным условиям измерений
Программа предназначена для ввода поправок в кривую ГК за скважину, т.е. приведение ее к стандартным условиям проведения замера с целью дальнейшего использования для количественной интерпретации. Программа используется в непрерывном варианте. Постановка задачи: зарегистрированное излучения при гамма каротаже JГК является суммой излучения пласта JПЛ и жидкости в стволе скважине Jр. И зависит также от условий измерения, т.к. изменение диаметра скважины за счет наличия глинистой корки или размыва ствола скважины и изменения плотности раствора приводит к изменению зарегистрированной JГК не связанной с изменением гамма активности горных пород. Для количественной интерпретации диаграмм ГК, они должны быть приведены к одинаковым стандартным условиям, за которые приняты:
- плотность пласта 2,71 г/см3.
- диаметр скважины 0,190 м.
- плотность раствора без утяжелителей 1,2 г/см3.
- раствор не радиоактивен.
- глинистая корка отсутствует.
- прибор прижат к стенке скважины.
Учет влияния плотности раствора и диаметра скважины производиться по палеткам:
Для центрированного и прижатого к стенке скважины прибора для обычных растворов из барита. В скважинных условиях прибор, в неразмытой части ствола скважины и в больших кавернах, превышающий по протяженности длину прибора, перемещается по стенке скважины. В кавернах малой протяженности (3-4 метра) прибор можно считать центрированным. Радиоактивность раствора Jраствора может быть рассчитана через радиоактивность и плотность глино-порошка, из которого приготовлен раствор и геометрического фактора. Однако в скважинных условиях удобнее пользоваться величиной Jmin, соответствующей однородному опорному пласту с минимальной по разрезу радиоактивностью, в качестве которого лучше всего использовать хемогенные породы или чистые известняки. Для учета изменения радиоактивности в пластах с диаметром скважины, отличающемся от диаметра в опорном пласте с Jmin вводиться поправка в Jmin (по палеткам). Учет влияния глинистой корки производиться корректировкой плотности бурового раствора. Приведение объемной плотности исследуемого пласта к стандартной может быть выполнено при наличии кривой объёмной плотности по ГГК.
Уточнение нуля кавернограммы и расчет толщины глинистой корки
Программа предназначена для корректировки нулевой линии кавернограммы и расчета толщины глинистой корки. Постановка задачи: для расчета толщины глинистой корки, которая используется для выделения коллекторов, внесения поправок в пористость, измеренный каверномером диаметр скважины должен быть уточнен путем приравнивания его значений к номинальному диаметру в интервале плотных непроницаемых пород. Следует обратить внимание, что все величины в программе, в том числе и исходная кривая диаметра скважины должны быть в метрах.
Оценка коллекторских свойств (глинистости, пористости, нефтенасыщенности)
После этапа введения поправок переходят ко второму этапу обработки, который заключается в определении количественных параметров (глинистости и пористости). Эти параметры рассчитываются через двойной разностный параметр.
Программа предназначена для расчета двойного разностного параметра кривых ГИС по заданным программе опорным пластам. Постановка задачи: при количественной интерпретации данных ГИС из-за несовершенства или отсутствия калибровки аппаратуры используется калибровка кривых ГИС по двум опорным пластам, когда в качестве калибровочного коэффициента используется разность показаний в двух опорных пластах с различными свойствами. В программе рассчитывается двойной разностный параметр по заданной кривой (пусть двойной разностный параметр А):
Для расчета двойного разностного параметра необходимо знать показания в опорных пластах. В Пермском Прикамье залежи нефти приурочены к девонским терригенным отложениям, фаменско-турнейскими карбонатными отложениями, везейской теригенной толщей (радаевский, бобриковский, тульский горизонты), башкирско-серпуховские карбонатные отложения, вирейские отложения терригенно-карбонатные, пермские (артинские, сакмарские).
В районе Пермского Прикамья при определении глинистости в башкирских продуктивных отложениях в качестве опорного может быть использован любой пласт аргиллита, имеющий достаточную мощность и высокую гамма-активность, т.к. они имеют один и тот же минеральный состав. При интерпретации материалов ГИС визейского терригенного комплекса глинистые породы малиновского надгоризонта (сейчас это радай) нецелесообразно использовать в качестве опорных пластов из-за их низкой глинистости, енпостоянства вещественного состава, невыдержанности по разрезу и по площади и из-за наличия радиогеохимических аномалий, связанных с угленакоплением. Глинистые пласты верхней части терригенных отложений тульского горизонта вполне удовлетворяют требованиям, предъявляемым к опорным пластам. В качестве другого опорного используют карбонатные породы с минимальными значениями. После выбора опорных пластов и расчета двойного разностного параметра переходят к определению коэффициента глинистости.
Определение коэффициента глинистости по ГК
Программа предназначена для определения весовой и объемной глинистости пород по ГК, а при наличии кривой пористости и относительной глинистости. Постановка задачи: наиболее благоприятно применение ГК для определения глинистости в случае, когда гамма-активность пород определяется в основном их глинистостью, т.е. содержание в породе пелитового материала – частиц, размером менее 0,01 мм, независимо от их минерального состава (собственно глины, полевой шпат, кваоц) или нерастворимого остатка (карбонатных отложениях), а также для кварцевых песчаников и карбонатных пород с нерадиоактивным минеральным скелетом. Применение ГК для определения глинистости не эффективно в породах, содержащих радиоактивные элементы (калий, торий и др.), в том числе в известняках с повышенной радиоактивностью, связанной со вторичной доломитизацией известняков, скоплениями органических остатков и другими причинами, что может привести к существенным погрешностям при оценке глинистости пород по ГК. Из-за недостатка эталонирования приборов и не высокой точности определения фона прибора и радиоактивности промывочной жидкости целесообразно пользоваться методикой двух опорных пластов. Показания пласта при этом преобразуются в безразмерный двойной разностный параметр:
Расчет ведется по формуле:
Где в качестве коэффициента С используется глинистость опорного пласта с высокой глинистостью. Показатель степени равен 1 (для Волго-Урала). Для Волго-Урала коэффициент С для карбонатного равен 0,5, а для терригенного 0,63.
Определение пористости
Определение общей (нейтронной) пористости по НГК и однозондовому НКТ
Программа предназначена для определения общей пористости КНК по кривым нейтронного гамма-каротажа НГК, измеренных аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3, СП-62, КУРА в необсаженном и обсаженном стволе скважины. Программа состоит из двух модулей определения нейтронной пористости: по условным единицам и по заданным опорным пластам. Постановка задачи: определение нейтронной пористости Кнк или водородосодержания по НК или НГК основано на существовании линейной зависимости между показаниями нейтронного каротажа и логарифмом общей пористости в интервале значений пористости от 3 до 5 и от 20 до 25%. Стандартный набор палеток позволяет определить коэффициент пористости, если условия замера и пористость опорных пластов совпадают с условиями построения палеток. Такими стандартными условиями являются: пласт состоит из чистого кальцита плотностью 2,71 г/см3; поры заполнены пресной водой плотностью 1 г/см3; скважина имеет диаметр 0,190 м и заполнена пресной водой; глинистая корка отсутствует, прибор прижат к стенке скважины, измерения проведены при температуре 20 градусов по Цельсию и давление 0,1 Мпа. Пористость опорных пластов при использовании двойного разностного параметра 1 из 100%. Таким образом полученная по палеткам пористость является кажущейся КНК, в следствии отличия реальных скважинных условий и литологии пород от стандартных. После внесения технологических поправок за влияние условий измерения, связанных с изменением диаметра скважины, характеристик промывочной жидкости, толщины глинистой корки, термобарических условий, получается общая нейтронна пористость, которая совпадает с ее истинным значением только в интервалах неглинистых известняков без доломитизации, без газонасыщения, без углистого материала, без сульфатизации, без элементов с аномально высоким сечением поглощения тепловых нейтронов (например, бор и пирит в осадочных породах). Влияние скважины устраняется при использовании двойного разностного параметра, если минерализация бурового раствора и пластовой жидкости остаются постоянными в интервале обработки. Палетки зависимости двойного разностного параметра от пористости построены для опорных пластов один из 100%, поэтому при использовании в качестве опорных пластов с пористостью, отличающейся от стандартной, показания в них должны быть приведены к показаниям при Кп=1 из 100%. Если в качестве одного из опорных пластов используется пласт размытых глин, показания в нем должны быть исправлены за минерализацию раствора и размер каверны. Для всех пластов кроме глин, залегающих в доломитизированной и терригенной части разреза, в значение общей пористости вводятся поправки, если опорный пласт есть пласт известняка, а не песчаник и доломит.
Поправки в терригенную часть разреза вводятся с помощью поправочной кривой фирмы Шлюмберже, апроксимированной в виде линейного уравнения с коэффициентами А=0,986, В=2,5. Уравнение имеет вид:
Если имеется рассчитанная ранее кривая глинистости, то по программе рассчитывается коэффициент открытой пористости по формуле:
Где ωглин – максимальное вдородосодержание глин (изменяется 0,25 – 0,27, 0,27 – в теригенной, 0,25 – в карбонатной).
РКС-3
В настоящее время аппаратура ДРСТ снята с производства, измерения ведутся аппаратурой РКС-3, СРК, которая регистрирует диаграммы объемного влагосодержания известняка, песчаника, доломита по показаниям двух зондов НК. Аппаратура РКС-3 – это аппаратура компенсационного нейтронного каротажа (КНК). Регистрируемое значение влагосодержания Wрег только для стандартных условий измерений соответствует Кп, в других случаях Кп можно определить после введения соответствующих поправок. Таким образом интерпретация результатов измерений аппаратуры РКС-3 сводиться к приведению скважинных условий к стандартным методом последовательного введения поправок. На первом этапе учитываются поправки за влияние технических условий измерения (учет диаметра скважины, учет влияния глинистой корки, учет минерализации скважинной жидкости, учет влияния минерализации пластовой жидкости, учет влияния обсадной колонны и цементного кольца). На втором этапе осуществляется переход от Кп нк к Кп путем внесения поправок за влияние литотипа и глинистости. При интерпретации не следует менять указанный порядок, т.к. это может привести к субъективным ошибкам в определении конечного результата.
Метод нормализации
Нормализация различных пар кривых ГИС проводиться по опорным отсчетам, снятых с кросс-плотов для различных пар методов. Цель – выделить в разрезе интервалы с различной литологией, с разным типом пористости и характером насыщающего флюида. Нормализация – это совмещение двух каротажных кривых, одна из которых предварительно преобразуется в единицы измерения другой кривой с помощью регрессивного уравнения. Для выделения пластов-коллекторов проводят нормализацию методов ГК с НГК. Регрессивное уравнение строиться по плотным пластам и глинам. Нормализация одного из методов сопротивления и одного из методов пористости – для выделения продуктивных интервалов.
Регрессионное уравнение строиться по плотным пластам и в водоносным коллектором. Нормализация методов АК и НГК используется для выделения зон трещинноватости и кавернозность.
Практика 2
Система «Прайм»
Прайм это система обработки и интерпретаци данных ГС. Разработана в УФЕ. Похожие модули: Солвер (Тверь), Гинтел (Тверь). Все они в принципе похожа, отличаясь лишь интерфейсом. Также есть зарубежные продукты, однако они по цене дороже, и имеют свои ограничения, т.к. работают с другой аппаратурой.
Меню прайма. В настройках нам ничего не нужно. Для нас главное это «импорт» и «экспорт». Чтобы начать работать, нам надо осуществить импорт LAS-файлов. В «приложениях» нам нужна будет инклинометрия. В модуле Multy у нас не работает, он позволяет работать сразу с несколькими скважинами. У нас обучающая система, в которой некоторые модули не работают. Корреляционные схемы можно строить в модуле Multy.
Открыли папку Prime32. Смотрим директории, которые там есть. В папке Data находятся все исходные файлы, которые необходимы для загрузки данных. Следующая директория “PRG”. В этой директории сохранены все предыдущие проекты. Далее в этой папке открываем «пермь». Здесь находятся файлы с расширением pr. В директорию PRG записываются и хранятся программы пользователя.
В директории ST находятся шаблоны планшетов. Сначала мы создаем шаблон.
Видим в корневом каталоге библиотеки dll – это библиотеки.
Выбираем файл – создать. Открывается меню выбора шаблона планшета, сейчас нам его не нужно выбирать, поэтому выбираем «другой», далее «отмена». Смотрим другие пункты меню.
Познакомимся с меню «кривые». Автозагрузки тут 5 пункт, она хороша в том случае, если имена в лас файлах и имя на шаблонах планшета совпадают. Тогда модуль автозагрузки будет хорошо работать. Тогда могут автоматически загрузиться все кривые в планшет. Если будет несовпадение, то программа будет каждый раз спрашивать на какое поле посадить ту или иную кривую. Далее «увязка глубин», есть несколько способов привязки, но мы скорее всего будем использовать «сдвинуть» + опустить, - поднять кривую. Если кривая сдвигается, то сдвигается полностью. Но иногда нужно сдвинуть какие-либо участки кривой, тогда мы будем использовать увязку по опорным реперам. Объединение кривых и объединение колонок. Объединение кривых может пригодиться при записи кривых отдельными кусками в разные дни, разными приборами, для просмотра полной кривой, а не для обработки. Нормализация кривых. Больше всего мы будем работать с меню «преобразование кривых» далее «программы пользователя». При нажатии «открыть» появляется директория PRG.
Далее больше всего мы будем работать с библиотекой необсаженного ствола БНС. Все программы, которые есть в прайме, находятся в этом модуле, он является обязательным при покупке. Работаем с меню-БНС. Здесь можно задать стратиграфию. После завода стратиграфии, вводим поправки через меню «ввод поправок». Далее – выделение пластов, снятие отсчетов. Поправки вводим в поточечном варианте, а пластовый вариант используется для определения параметром.
Далее открываем граф обработки. Граф – это последовательность действий, которые необходимы геофизику для решения тех или иных задач.
Создание планшета для визуализации исходных кривых
У нас из методов АК, ГК, БК, ГЗ1, ГЗ2, ГЗ3, ГЗ4, ПС, ДС, НГК.
1. вставляем шкалу глубин, 1,5 см.
2. задаем ширину планшета, открываем «изменить параметры планшета» и ставим ширину планшета 60 см.
3. Кривые будем располагать в порядке, 1 - ГК, НГК, микрозонды, ПС; 2 – ДС; 3 – БК, ИК; 4- БКЗ; 5 –АК. Кроме того, еще надо поставить колонку стратиграфии.
4. Далее ставим пустые колонки под методы.
5. ставим сетки в пустые колонки.
6. Импорт – импорт LAS.
7. вставка кривых из другой рабочей области. Ищем свою папку и открываем 18.ws, выбираем нужные нам методы.
Теперь оформляем красиво все методы.
Практика
Мы закончили поточечную обработку, начинаем попластовую. Для этого сначала надо выделить пласты-коллекторы. Для карбонатных коллекторов критическим значением пористости является 8%. В различных районах это значение может меняться. По глинистости критическое значение для выделения коллекторов в карбонатной части разреза будет 12%.
В терригенных отложениях критическое значение пористости = 12%, а глинистости = 15%.
Сейчас рассчитываем коэффициент относительной глинистости, для этого возьмем коэффициент 0,45%. Для этого будем пользоваться программами пользователя. Кривые – преобразование кривых – программы пользователя – кнопка Открыть – папка Пермь – расчет Кглотносительная. Входными параметрами являются коэффициент глинистости и коэффициент открытой пористости – выполнить. Выбираем кривые Кп откр = Кп нк. Приводим кривую в соответствие. Коэффициент должен меняться от нуля до единицы. Выбираем начало – 0, масштаб 0,15.
Идем дальше. Кривые – преобразование кривых – программы пользователя – кнопка Открыть – папка Пермь – (ищем программы для определения коллекторов) Коллектор и тип (нижнего карбона) – далее на вход нам нужно Кп системное, Кп нк, Кгл относит, Ке – нужно в том случае, если обрабатывается полный волновой пакет, этот параметр показывает наличие трещин (нам этот коэффициент не нужен), меняем стратиграфию на нужную нам. Просто добавляем в ту, что уже написана. Кп системная = у нас это Кп открытая. Ставим ее больше 8%. В условиях прописано также наличие глинистой корки.
В терригенной части разреза меняем Кп нк больше 12%. Сохраняем измененный файл как Дерендяева. Подправили коллекторы. Выбираем колонку и нажимаем пиктограмму корректировка.
Надо рассчитать нефтенасыщенность БНС – расчет Кн и оценка характера насыщенности – расчет по Арчи (по стратиграфии).