Предлагаемая технология обработки данных ГИС большого числа скважин в сжатые сроки малым числом специалистов строится на принципе сведения к минимуму интерактивного режима, предельно возможной автоматизации всех этапов обработки и, по возможности, использования пакетного режима обработки. Это достигается путем включения в граф обработки новых математических приемов по стандартизации данных ГИС, разрабатываемых с учетом ряда геологических закономерностей, присущих конкретному месторождению. Наиболее основные из этих приемов подробно рассмотрены в данной работе.

Наибольшие затруднения при определении литологических типов пород обычно вызывают пласты малой мощности. Показания методов ГИС не достигают в них своих истинных значений из-за влияния вмещающих пород и недостаточной разрешающей способностью, прежде всего таких методов, как самопроизвольная поляризация скважины и индукционный каротаж. Формальное введение поправки за мощность пласта не приводит к существенной корректировке диаграмм (рис. 1). Поэтому в сложных случаях литологического расчленения разреза скважины, а именно - выделения прослоев неколлекторов малой толщины в массивных коллекторах использование стандартного подхода при выделении коллекторов приводит к существенному завышению эффективной мощности коллекторов. На рисунке 1 показано, что при выделении коллекторов с помощью отсечки по граничному значению параметра = 0,35 тонкие пропластки глин, мощностью от 0,4 до 0,8 м, ошибочно идентифицируются как песчаники. Такой способ выделения коллекторов используется на большинстве месторождений с терригенным типом отложений, и исправлять подобные ошибки интерпретаторам приходится вручную, в интерактивном режиме, выделяя каждый пропущенный глинистый прослой.

Для решения этой задачи автоматически, в пакетном режиме обработки данных ГИС, нами разработан способ определения литологических типов тонких непроницаемых прослоев на основе фильтрации каротажных диаграмм, являющийся модификацией метода, предложенного В.Н.Богаником (ЦГЭ) для выделения покрышек, перемычек и зон флюида для коллекторов [Боганик, 97].

Физические предпосылки автоматизированного решения задачи определения литологических типов маломощных прослоев на основе приемов фильтрации и стандартизации диаграмм следующие:

• Мощность непроницаемых пропластков, ошибочно не исключаемых из эффективной мощности пород – коллекторов, колеблется в довольно узких пределах – от 0,4 до 1 м, что дает возможность подобрать оптимальные параметры фильтра и выделить практически все прослои соответствующего литологического типа.
• Смещение нулевых линий или искажение масштаба записи диаграмм в разных скважинах легко устраняется при сравнении исходной и отфильтрованной диаграмм.

Разработанный нами метод является способом стандартизации данных ГИС, но в отличие от общепринятых способов стандартизации, предназначен не для корректировки качества исходных каротажных диаграмм, а для получения синтетической функции, не зависящей от положения нулевой линии или изменения масштаба записи диаграмм в каждой конкретной скважине. Получаемые таким образом синтетические диаграммы имеют максимальную амплитуду именно в тонких прослоях, что дает возможность выделить их с помощью отсечки по собственному граничному значению. Предлагаемую методику следует рассматривать как дополнение к общепринятому способу выделения коллекторов с помощью отсечки по граничному значению параметра. С ее помощью проводится автоматическое уточнение и корректировка полученной ранее эффективной мощности коллекторов.

Упрощенный алгоритм определения литологического типа тонкого пласта сводится к выполнению следующей последовательности процедур:

1. Фильтрация каротажной диаграммы, например сглаживание методом скользящих средних.
2. Расчет новой функции, как разность между исходной и сглаженной диаграммой.
3. Выделение тонких прослоев с помощью отсечки по граничному (критическому) значению для рассчитанной функции.

Первая процедура позволяет получить отфильтрованную диаграмму, существенно отличающуюся от исходной диаграммы только в тонких прослоях. Если применить обратную фильтрацию (деконволюцию), отфильтрованная диаграмма будет иметь в тонких пластах более ярко выраженные аномалии, чем исходная. При использовании фильтра высоких частот или скользящего среднего аномалии исходной диаграммы, приуроченные к тонким пластам, на отфильтрованной диаграмме практически нивелируются.

Так как исходная и отфильтрованная диаграммы наиболее значительно отличаются друг от друга лишь в тонких пластах, то вторая процедура позволяет получить новую функцию, имеющую максимальную амплитуду (положительную и отрицательную) именно в тонких прослоях, во всех остальных пластах такая функция будет близка к нулю. При расчете разности между исходной и отфильтрованной диаграммами принципиально является неважным, какой именно метод использовался для получения отфильтрованной диаграммы. Как при использовании деконволюции, так и фильтра высоких частот или скользящего среднего, разность между исходной и отфильтрованной диаграммами будет иметь наибольшую величину в тонких пластах, отличающуюся лишь знаком.

Параметры фильтрации и граничные значения для отсечки определяются на тестовых скважинах обрабатываемого месторождения, имеющих экспертные оценки литологических типов пород. В качестве экспертных оценок могут служить результаты проводившейся ранее интерпретации или ручное определение литологических типов с привлечением данных микроэлектрического, бокового и микробокового каротажа. Наиболее эффективные параметры фильтрации и граничные значения выбираются из нескольких альтернативных вариантов путем расчета количественного значения эффективности (ef) при решении задачи классификации пород [Латышова, Дьяконова, Цирульников, 86].

Выделение в разрезе скважины плотных песчаников и углей является более сложной задачей. На диаграммах методов нейтронного (НКТ) и бокового (БК) каротажа аномалии, характерные для прослоев плотных песчаников, могут быть вызваны также характером насыщающих коллектора флюидом. В газонасыщенных коллекторах происходит резкое уменьшение водородосодержания, связанное с вытеснением нефти и воды газом с гораздо более низкой плотностью. В связи с этим, для диаграмм нейтронного метода (НКТ) характерны резкие аномалии в газонасыщенных коллекторах, сходные с аномалиями в плотных низкопористых непроницаемых песчаниках. На рисунке 3 приведен пример газоносного коллектора, который при определении литологических типов стандартным методом отсечки по диаграмме метода НКТ может привести к ошибочной идентификации его как пласта плотного карбонатизированного песчаника. Чтобы избежать подобной ошибки целесообразно прослои плотных песчаников выделять по совокупности методов НКТ, и гамма-каротажа (ГК), используя логические функции и фильтрацию диаграмм (рис. 3). Совокупность необходимых условий записывается следующим образом:

Таким образом, рассматриваемая система условий позволяет четко идентифицировать пласты плотных низкопористых непроницаемых карбонатизированных песчаников и избегать ошибочного отнесения газонасыщенных коллекторов к плотным песчаникам, что продемонстрировано на рисунке 3.

Стандартизация данных ГИС на основе фильтрации каротажных диаграмм позволяет отказаться от трудоемкой процедуры поиска опорных пластов. Устойчивость получаемых при этом синтетических функций дает возможность проводить классификацию пород по всем скважинам обрабатываемой площади с постоянными граничными значениями для отсечки. Качество определения литологических типов пород при использовании предложенного метода снижает до минимума корректировку результатов обработки и дает возможность отказаться от интерактивного режима работы.

Совершенствованию методики количественной интерпретации материалов электрического и индукционного каротажа уделяется значительное внимание во многих научных и производственных организациях. Это объясняется значительной ролью удельного электрического сопротивления при документации геологического разреза и оценке подсчетных параметров нефтегазовых залежей. Повышение точности оценки удельного электрического сопротивления, а значит, и достоверности решения этих задач связано с применением более сложных способов и многовариантных интерпретационных алгоритмов в сочетании с рациональной технологией обработки [Шаповал, Поляков, 97].

Наш способ стандартизации индукционного каротажа базируется на эмпирической связи коэффициента водонасыщенности Кв коллекторов от положения пласта над “зеркалом чистой воды” (абсолютная отметка глубины залегания пласта ниже которой коэффициент нефтегазонасыщенности равен нулю) и коэффициента пористости коллекторов Кп. Для построения такой зависимости производится обработка тестовых скважин, расположенных по всей площади месторождения (в центре, на окраине залежи и за пределами контура нефтегазоносности). При определении коэффициента пористости пород используются общеизвестные методики – по методу самопроизвольной поляризации [Вендельштейн, Углов, 75] или по методам радиоактивного каротажа [Теория нейтронных методов, 85]. Определение коэффициента водонасыщенности коллекторов проводится по методике Арчи - Дахнова через параметры пористости и насыщения коллекторов:

Удельное электрическое сопротивление пород определяется по индукционному каротажу с корректировкой диаграмм ИК в мощных пластах по результатам интерпретации БКЗ. Методика обработки тестовых скважин должна полностью соответствовать методике обработки рядовых скважин для правомочного сопоставления коэффициентов пористости и водонасыщенности.

По тестовому массиву обработанных скважин определяется абсолютная отметка уровня “зеркала чистой воды” и строится необходимая зависимость в виде палетки Кв = f (Н; Кп), где Н – расстояние между “зеркалом чистой воды” и интерпретируемым пластом (рис. 4). В каждой рядовой обрабатываемой скважине по той же методике, что и в тестовых скважинах, определяется коэффициент пористости коллекторов Кп. Далее по полученной эмпирической зависимости от определенных Кп и Н рассчитываются прогнозируемые значения коэффициента водонасыщенности коллекторов, которая используется для стандартизации данных индукционного каротажа.

В условиях неглубоких зон проникновения для исправления диаграммы индукционного каротажа достаточно учесть мультипликативную и аддитивную погрешности, то есть провести линейное преобразование исходной диаграммы ИК:

ИКстд = А * ИКисх + С

Низкоомный опорный пласт выбирается из коллекторов заведомо водонасыщенной части разреза, как пласт имеющий максимальную пористость Кп и предельную водонасыщенность Кв. Высокоомный пласт выбирается из заведомо нефтенасыщенной части разреза скважины, как пласт, имеющий минимальное значение коэффициента водонасыщенности Кв (рис. 5). Для получения эталонных значений удельного электрического сопротивления опорных пластов также используются уравнения Арчи - Дахнова:

Исходные кажущиеся значения удельного электрического сопротивления пород снимаются с диаграммы сопротивления индукционного каротажа в пластах, выбранных в качестве опорных. Исходная диаграмма проводимости индукционного каротажа переводится в удельное электрическое сопротивление с учетом скин-эффекта по стандартной палетке [Плюснин, 68].

Таким образом, после проведенных определений, для высокоомного – самого нефтенасыщенного пласта имеется эталонное значение удельного электрического сопротивления , полученное от прогнозного Кв, кроме того, исходное значение кажущегося удельного электрического сопротивления , снятое с диаграммы ИК. Для наиболее водонасыщенного низкоомного пласта также имеются эталонное и исходное значения удельного электрического сопротивления. На рисунке 6 показан принцип получения функции перехода от исходных значений метода ИК к стандартизированным. Коэффициенты А и С в линейном уравнении определяются следующим образом:

Эталонные значения в данном способе стандартизации определяются в каждой обрабатываемой скважине, что позволяет учитывать изменение электрических свойств коллекторов по площади месторождения, различать скважины, находящиеся в центре и на окраине купола нефтегазоносной структуры.

При стандартизации индукционного на основе петрофизических уравнений на Самотлорском месторождении использовался следующий алгоритм:

ИКстд = А * ИКисх + С

Применение способа стандартизации ИК на основе петрофизических уравнений позволяет получить значение удельного электрического сопротивления пород, в случае, когда результаты определения по данным БКЗ оказываются неудовлетворительными. В первую очередь это относится к маломощным коллекторах, водонасыщенным коллекторам и коллекторам переходной водонефтяной зоны.

Учет данных о положении водонефтяного контакта позволяет увязать основной подсчетный параметр – коэффициент нефтенасыщенности коллекторов с абсолютными значениями глубины пласта, что существенно облегчает задачу картопостроения.

В предложенной технологии обработки данных ГИС удалось автоматизировать такие этапы интерпретации, которые обычно требуют вмешательства человека. К ним относятся:

• выбор опорных пластов и стандартизация практически всех методов основного комплекса ГИС;
• литологическое расчленение разреза и определение характера насыщения коллекторов с постоянными граничными значениями;
• определение истинного удельного сопротивления коллекторов двумя альтернативными способами (по ИК и БКЗ), и выбор из них лучшего варианта.

Такая автоматизация снижает до минимума интерактивный режим работы. Это существенно увеличивает скорость обработки, дает возможность эффективнее использовать современную компьютерную технику, повышает достоверность оценки свойств коллекторов, т.к. минимизирует влияние субъективного человеческого фактора на качество обработки и интерпретации. Принципиально важным является тот факт, что предлагаемая технология успешно реализована при переобработке данных каротажа по Самотлорскому месторождению Западной Сибири, где были обработаны 3000 скважин в течение 5 месяцев на двух персональных компьютерах.

ЛИТЕРАТУРА

Рис. 2. Определение литологических типов маломощных прослоев с помощью фильтрации каротажных диаграмм

Рис. 3. Использование фильтрации диаграмм нескольких методов ГИС для определения литологических типов пород

Рис. 4. Зависимость коэффициента водонасыщенности коллекторов Кв от высоты пласта над “зеркалом воды” Н,м и коэффициента пористости пласта Кп, для пластов АВ месторождения Самотлор.

Рис. 5. Автоматический выбор опорных пластов для корректировки диаграммы ИК.

Рис. 6. Принцип построения функции перехода от исходных значений индукционного каротажа к стандартизированным