5. При построении карт водонасыщенности следует использовать модель переходной зоны, представляющую набор зависимостей Кв = f (DH_УЗВ, Кп, Кпр), полученную путем анализа результатов послойных или поточечных определений Кв, Кп, Кпр по результатам ГИС по представительному массиву скважин.

1. Исходные данные.

1. Послойные диаграммы пористости, проницаемости, глинистости, водонасыщенности, удельного сопротивления в измеренных глубинах;
2. Первичная инклинометрия (угол, азимут) или таблица обработки инклинометрии (dx, dy, удлинение), альтитуды и координаты устья скважин (географические), а также все данные, необходимые для обработки инклинометрии (магнитное склонение, принятая проекция и т.д.)
3. Основные петрофизические зависимости и петрофизические параметры, принятые при интерпретации данных ГИС;
4. Набор граничных значений (min и max) петрофизических и геофизических параметров для выделения коллекторов и отдельно - для выделения продуктивных коллекторов.

1. Положение флюидных контактов - ГНК и ВНК в каждой скважине, а также результаты испытаний скважин отдельно по объектам разработки (пластам, зональным интервалам и т.л.) с указанием типа скважины (нефть, нефть с водой, вода и т.п.)
2. При наличии больших переходных зон - положение УЗВ (уровня зеркала воды) и строение переходной зоны в виде зависимостей Кв = f (DH_УЗВ, Кп, Кпр, ......).

На подготовительном этапе обычно проводится уточнение границ коллектора в каждом пласте по интерпретированным ступенчатым кривым ГИС с учетом проведенной ранее корреляции разрезов скважин по исходным кривым ГИС. Затем проводится определение эффективной толщины коллектора, эффективной продуктивной толщины, коэффициента песчанистости в целом по коллектору и по его нефте-, газо- и водонасыщенной частям. Критерии выделения коллекторов: a_пс>= a_{пс гр}, К_п > Кп_.гр , К_гл < _Кгл.гр и К_пр > _Кпр.гр, для выделения нефтенасыщенных коллекторов дополнительно К_в < К_в.гр, r_п > r_п.гр. Одновременно проводится осреднение петрофизических параметров в пределах выделенных коллекторов.

1. Построение структурных поверхностей.

В приложении Картирование наносится структурная сейсмическая карта по кровле пласта и контрольные точки по кровле коллектора этого пласта. По опции обратной интерполяции карты на контрольные точки определяются значения невязок. По стандартному алгоритму, например CPS-3, проводится расчет карты невязок и определение максимального и минимального значения невязки в контрольных точках. Кровля коллектора рассчитывается по следующей формуле:

Аналогичные операции проводятся для кровли коллекторов нижележащих пластов.

1. Построение карт эффективных толщин.

При построении карт эффективных толщин совместно используются данные ГИС и принципиальные предварительные карты, последние используются как трендовые. В качестве трендовых могут быть использованы карты сейсмических атрибутов, по которым найдена удовлетворительная корреляционная связь с данными ГИС. Разработанная последовательность операций позволяет корректно вкладывать коллектор в цикл, учитывать изменения его мощности в соответствии с принципиальной моделью. Разработаны способы компьютерной геометризации при клиноформенном строении циклов. Затем на геометрическую модель накладываются ГНК и ВНК, определяется положение внутренних и внешних контуров, рассчитываются карты эффективных нефте-, газо- и водонасыщенных толщин. Предусмотрена возможность корректировки поверхностей контактов путем поэтапного логического сравнения этих карт с данными ГИС в каждой скважине.

Построение карт эффективных толщин часто проводится с учетом трендовых карт сейсмических атрибутов. Предварительно в кросс-плотах анализируются корреляционные зависимости между цифровыми картами сейсмических атрибутов и определенными при осреднении значениями эффективных мощностей коллектора. Обычно анализируются все одномерные корреляционные связи вида:

а также корреляционные связи между параметром по ГИС комбинацией из нескольких сейсмических атрибутов вида:

Параметр по ГИС = f (А*Карта атрибута 1 + В* Карта атрибута 2 + .........).

Наилучшая комбинация сейсмических атрибутов может быть найдена методами дискриминантного анализа или главных компонент.

 

 

В приложении Картирование наносится поверхность Н_эфф по сейсмике и контрольные точки со значениями Н_эфф по ГИС. В каждой контрольной точке по опции обратной интерполяции определяется невязка и рассчитывается карта невязок по стандартному алгоритму. Максимальное и минимальное значение невязки по контрольным точкам запоминается. Расчет карты эффективных толщин проводится по формуле:

где Top(i) - поверхность кровли рассчитываемого коллектора;

Top(i+1) - поверхность кровли нижележащего коллектора;

Н_эфф ^max - максимальное значение Н_эфф по контрольным точкам;

Эта операция привязывает сейсмическую поверхность к контрольным точкам, ограничивает невязку по её минимуму и максимуму, ограничивает цифровую карту эффективных толщин нулем и максимальным значением в контрольных точках и исключает пересечение подошвы коллектора с кровлей нижележащего коллектора.

Ввиду того, что любая карта сейсмических атрибутов обычно более дифференцирована, чем карта эффективных мощностей, то обычно проводится сглаживание поверхности Н_эфф с одновременным “закреплением” её на контрольных точках. Сглаженная поверхность повторно должна быть ограничена нулем и максимальным значением эффективной толщины. Зоны замещения наносятся только в окрестностях тех скважин, где Н_эфф = 0. Общая редакция полигонов зон замещения осуществляется при совместном анализе карт Н_эфф , пористости и проницаемости. Обнуление параметров внутри полигонов зон замещения проводится при окончательной редакции карт.

где Bottom(i) - предварительная поверхность подошвы коллектора.

Дополнительно к карте эффективных толщин по каждому пласту рассчитывалась поверхность коэффициента песчанистости коллектора:

Полученная поверхность проверяется на наличие невязок с контрольными точками и если невязка для коэффициента песчанистости превышает 0,02, то проводится операция “натягивания” на контрольные точки.

1. Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин.

Для расчета этой поверхности необходимо использовать четыре поверхности: кровли и подошвы коллектора, коэффициента песчанистости нефтяной части коллектора и поверхность водонефтяного контакта (ВНК), при наличии газонасыщенной части - отметка ГНК. Поверхность ВНК может быть задана абсолютной отметкой, либо наклонной или криволинейной поверхностью. Поверхность ВНК должна быть построена по тщательно выверенным отметкам, полученным после тщательного обоснования контакта.

Карта песчанистости по нефтяной части коллектора является вспомогательной и не требует обязательной экстраполяции значений коэффициента песчанистости на ноль к внешнему контуру залежи. В пределах внутреннего контура залежи поверхности коэффициента песчанистости по коллектору и по нефтяной части коллектора должны быть равны.

Hобщ.н = min((Bottom(i)- Top(i)), max(0, (ВНК(i)- Top(i))) - при отсутсвии ГНК.

Hобщ.н =min ((ВНК(i) - ГНК(i)), min((Bottom(i)- Top(i)), max(0, (ВНК(i)- Top(i)))) - при наличии ГНК.

где: К_песч ^н - поверхность коэффициента песчанистости по нефтяной части коллектора;

К_песч ^кол - поверхность коэффициента песчанистости коллектора;

мин.невяз, макс.невяз - соответственно минимальное и максимальное значения невязок в контрольных точках .

Эта формула ограничивает поверхность К_песч ^н нулем и единицей, сохраняет в пределах ЧНЗ поверхность К_песч ^кол и изменяет соответствующим образом поверхность К_песч ^н в ВНЗ.

2.5 Построение карт петрофизических параметров

Построение карт петрофизических параметров заключается в проведении площадной интерпретации данных ГИС по петрофизическим уравнениям. Карты пористости и проницаемости получается путем пересчета рассчитанных карт геофизических параметров по принятым или найденным петрофизическим уравнениям. Используются приемы сходные с приемами скважинной интерпретации данных ГИС. Карты петрофизических параметров рассчитываются отдельно для нефте-, газо- и водонасыщенной части коллектора.

Построение карты пористости может также проводится с учетом карт сейсмических атрибутов, если с помощью кросс-плотов проведен анализ корреляционных зависимостей между картами сейсмических атрибутов или их комбинациями и значениями средневзвешенной пористости коллектора в контрольных точках.

По этой формуле осуществляется привязка сейсмической пористости к контрольным точкам, ограничивается невязка по её минимуму и максимуму, карта пористости ограничивается граничными значениями Кп, рассчитанными при a_пс.гр и a_пс =1. Затем рассчитанная поверхность Кп сглаживается с одновременным “удержанием” её на контрольных точках. Полигоны зон замещения на этой карте (Кп=0) наносятся вручную только в окрестностях скважин, где по результатам интерпретации ГИС установлено отсутствие коллектора. Окончательная редакция полигонов зон замещения проводится при окончательной редакции всех карт по конкретному пласту.

Ввиду логарифмической зависимости Кпр от a_пс и соответственно от Кп при расчете карты проницаемости использовать стандартные алгоритмы интерполяции некорректно. При этом карты Кп и Кпр будут согласованы только в ближайших окрестностях контрольных точек. Прямой пересчет карт пористости в карты проницаемости по петрофизическим уравнениям геофизика - керн также может привести к ошибкам из-за особенностей осреднения. Для устранения этих особенностей может быть принята следующая методика построения карт проницаемости.

где Кпр.гр - граничное значение проницаемости при a_пс.гр;

(А+В*Кп+С*Кп² +D*Кп³) - найденная корреляционная зависимость для конкретного пласта.

Построение карты водонасыщенности проводится в пределах контуров для каждого пласта (отдельно для разных частей залежи). При этом может быть использован следующий способ, который может быть реализован во многих пакетах для геологического моделирования. Входными поверхностями для этого расчета являются карты кровли и подошвы коллектора, карта пористости, отметка уровня зеркала воды (УЗВ) и статистическая модель распределения водонасыщенности в зависимости от высоты над УЗВ (DH_УЗВ) и коэффициента пористости. Эта модель носит название модели переходной зоны.

• В стандартом поле шаблона кросс-плота DH_УЗВ - Кв наносятся точки по интерпретированным кривым водонасыщенности по тестовому массиву скважин. В тестовый массив включаются все расположенные в ВНЗ скважины, скважины пересекающие нефтенасыщенный коллектор в сводовой части залежи и несколько скважин равномерно распределенных по площади нефтяной залежи.
• Все точки кросс-плота разделяются на кластеры по диапазону пористости. Разделение обычно проводится через 1% по пористости.
• Для каждого кластера находится корреляционная функция вида

Кв = f (DH_УЗВ, Кп = const). Эти зависимости аппроксимируются формулами вида :

Кв = Кво + (1 - Кво) *exp (A1*h);

Кв = Кво+А1*exp(-A2*h)

Кв = Кво + (1 - Кво) *exp (A1*(h+A2));

Кв = Кво+А1*exp(-A2*(h+A3)) ;

либо подбирается уравнение уникального вида, либо табулируется по точкам. А1, А2, A3 - коэффициенты уравнений.

При этом в модели на отметке УЗВ при DH_УЗВ =0 водонасыщенность равна 100%. При DH_УЗВ >>0, т.е. в сводовой части залежи текущая водонасыщенность коллектора приближается к Кво, причем Кво также зависит от пористости и согласуется с соответствующими петрофизическими зависимостями, например, полученными по керну. Принципиально возможно также рассчитывать карту водонасыщенности от уровня водонефтяного контакта.

• По используемому алгоритму в каждой ячейке карты для конкретного коллектора определяется интервал DHmin и DHmax ( по подошве и кровле коллектора), величина пористости и рассчитывается среднеинтегральное значение водонасыщенности в этом диапазоне DH_УЗВ по соответствующей кривой на модели переходной зоны.
• При окончательной редакции карта водонасыщенности стандартизируется по статистической корреляционной зависимости между цифровой картой водонасыщенности по модели переходной зоны и средневзвешенными значениями водонасыщенности по скважинам. Если корреляционная зависимость проходит не под углом 45^о , то находится линейная переходная функция вида Кв = А * Кв(по модели)+В и карта Кв по модели пересчитывается по формуле:

где - минимум Кв - минимальное значение водонасыщенности в пределах контура нефтеносности при максимальной пористости;

- максимум Кв - Кв при минимальной пористости в окрестностях контакта;

- Кв.мод - поверхность водонасыщенности, полученная путем расчета по модели.

Такой способ построения карт водонасыщенности позволяет уменьшить влияние неверных определений водонасыщенности по УЭС, привлекать к построению карты те скважины, где определение водонасыщенности не было проведено ввиду отсутствия достоверных данных по удельному сопротивлению, и корректно рассчитать карту с учетом возрастания водонасыщенности к внешнему контуру и её уменьшения к сводовым частям залежи.

Схема технологии построения цифровых карт петрофизических параметров приведена на рис.3.

В заключение проводится подсчет запасов отдельно по полигонам чисто нефтяных зон (ЧНЗ), водо-нефтяных зон (ВНЗ)и газо-нефтяных зон (ГНЗ). Подсчет запасов проводится в с использованием карт эффективных нефтенасыщенных толщин, пористости и нефтенасыщенности (1-Кв). При расчете используется объемный метод. По каждому полигону рассчитывается площадь полигона S, объем нефтенасыщенного коллектора, объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора, объем линейных запасов нефтенасыщенного коллектора с одновременным определением средних параметров. Соответсвенно производится расчет карты линейных запасов.

 

Выводы.

1. Построение геологической модели при редкой сети разведочных скважин необходимо проводить по данным ГИС, сейсморазведки и прогнозным предварительным картам, построенным с использованием принципов седиментологического анализа. Для прогнозирования эффективных толщин коллектора следует использовать цифровые карты динамических параметров по сейсморазведке.

2. Для 3-х мерного гидрожинамического моделирования необходимый набор карт должен состоять из карт, рассчитанных отдельно по газовой, нефтяной и водяной частям циклов, зональных интервалов или пластов.

3. При построении геологической модели с последовательным залеганием нескольких стратиграфических интервалов кроме стандартных алгоритмов интерполяции по контрольным точкам следует использовать набор логических формул, позволяющих заложить основные принципы геометризации многопластовых залежей.

4. При построении карт петрофизических параметров возможно использование петрофизических уравнений путем пересчета цифровых карт геофизических параметров в цифровые карты петрофизических параметров. При этом зональное осреднение можно проводить тоько по геофизическим параметрам.

5. При построении карт водонасыщенности следует использовать модель переходной зоны, представляющую набор зависимостей Кв = f (DH_УЗВ, Кп, Кпр), полученную путем анализа результатов послойных или поточечных определений Кв, Кп, Кпр по результатам ГИС по представительному массиву скважин.

 

Хотите принять участие в обсуждении текста этой статьи? Обсуждение текста

На оглавление конференции

На сайт ПЕТРОФИЗИКА и ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

При копировании просьба сохранять ссылки. Материалы с сайта www.petrogloss.narod.ru

Используются технологии uCoz