новые методы обработки данных ямк и использование их при

________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
12. НОВЫЕ МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ ЯМК И ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИХ
ПРИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ С ДРУГИМИ МЕТОДАМИ ГИС
© 2005 И.Я. Кононенко, Я.Л. Белорай
ВНИИгеосистем
Введение
В последние годы количество разведываемых и разрабатываемых нефтегазовых
залежей со сложным геологическим строением непрерывно растет. В связи с этим
приблизительность, присущая природе петрофизических палеток, а также необходимость
априорного знания свойств флюидов и горных пород приводят к неточностям в оценке
фильтрационно-емкостных характеристик сложно построенных пород-коллекторов с
помощью традиционных геофизических методов. В отличие от них ядерно-магнитный
каротаж (ЯМК) не требует применения экспериментальных палеток. Эффективная
пористость породы-коллектора оценивается по данным ЯМК в единицах индекса свободного
флюида (ИСФ), величина которого прямо пропорциональна начальной амплитуде
измеряемого сигнала и не зависит ни от литологии, ни от минерализации пластовой воды. По
этой причине ЯМК обладает большим потенциалом для точной оценки фильтрационноемкостных характеристик коллекторов нефти и газа.
В то же время опыт применения ЯМК в различных регионах страны [1] показывает,
что реализация возможностей метода ограничивается недостаточной точностью оценок
параметров измеряемых сигналов. В ряде районов Западной Сибири в условиях коллекторов
с низкой пористостью, в частности, в залежах типа баженовской, тюменской и ачимовской
свит, где наблюдались низкое отношение сигнал/шум и высокая скорость затухания
сигналов, погрешность измерений заметно возрастала.
С целью повышения точности оценок ИСФ был разработан принципиально новый
способ измерений на основе цифрозаписи волновых форм сигналов ЯМК [2]. При этом для
эффективного использования возросших информационных возможностей метода
потребовалось модернизировать аппаратуру и разработать новые методы обработки и
интерпретации получаемых данных.
Физические и информационные основы цифрозаписи волновых картин
сигналов ЯМК
Ядерно-магнитный каротаж основан на измерении сигналов свободной прецессии
(СП) ядер водорода поровой жидкости породы в магнитном поле. В условиях однородного
магнитного поля сигнал СП имеет простой экспоненциальный спад и описывается
следующим образом
u(t )  u 0 exp( t ) cos(0 t   0 ),
(1)
где u0 – амплитуда сигнала в момент t = 0,  - скорость спада сигнала,  0 резонансная частота,  0 - начальная фаза.
Измеряемый сигнал на выходе аппаратуры отличается от исходного из-за влияния
тракта передачи. Это отличие обусловлено влиянием резонансных цепей, помехи от
коммутации входных цепей, шумов датчика и усилителя, а также внешних
электромагнитных наводок. Коммутационная помеха обычно подавляется путем выбора
необходимой для этого временной задержки начала регистрации. Шумы и наводки имеют
равномерный энергетический спектр в полосе частот сигнала, следовательно, они аддитивны
по отношению к измеряемому сигналу. Таким образом, сигнал на входе устройств
цифрозаписи определяется как
115
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
u 1 (t )  [u с (t )  u ш (t )]h(t ),
(2)
где h(t )  Q exp( t ) cos 0 t - импульсная характеристика аппаратуры,   F - декремент затухания, Q   0 /  - добротность, F - полоса частот.
В режиме цифрозаписи величина постоянной времени приемной системы, зависящая
от ширины приемной полосы частот, определяет минимальное значение постоянной спада
сигнала Т2*=1/  , при котором обеспечивается достоверное воспроизведение формы
измеряемого сигнала. Для аппаратуры ЯМК, которая обычно имеет ширину приемной
полосы частот около 50 Гц, эта величина составляет 60 мс. В то же время распределение
времен Т2*, полученное из опыта применения ЯМК в Западной Сибири, показывает, что
наиболее часто встречающиеся значения лежат внутри диапазона (40 – 80) мс.
Следовательно, большое число измеряемых сигналов оказываются искаженными приемным
трактом аппаратуры. С целью обеспечения достоверности измерений во всем диапазоне
встречающихся значений Т2*>20 мс ширина приемной полосы частот аппаратуры ЯМК
должна быть увеличена, по крайней мере, в 4 раза. Однако, с расширением приемной полосы
увеличивается уровень собственных шумов аппаратуры. Из анализа статистических
параметров шума на выходе аппаратуры следует, что среднее квадратическое отклонение
результата измерения (СКО) определяется вкладами СКО шума и корреляции шумов. При
использовании цифрозаписи волновых картин измеряемых сигналов и последующей
машинной обработки цифровой информации СКО практически не зависит от ширины
приемной полосы и определяется только плотностью шумов в этой полосе. В соответствии с
этим для обеспечения максимального отношения сигнал/шум при расширении приемной
полосы аппаратуры необходимо, чтобы в выбранной полосе частот плотность шумов была
минимальной.
На рис. 1 представлены зависимости величин отношения сигнал/шум от значений Т2*,
полученные путем математического моделирования, для обычной и широкополосной
аппаратуры ЯМК. Эти зависимости показывают, что в условиях одинаковой плотности
шумов величины отношения сигнал/шум на выходе аппаратуры, имеющей ширину приемной
полосы частот 340 Гц, оказываются более высокими по сравнению с обычной аппаратурой в
диапазоне значений Т2*.< 40 мс. После цифровой обработки увеличение отношения
сигнал/шум для широкополосной аппаратуры по сравнению с обычной аппаратурой
справедливо для всего диапазона величин Т2*. Причем, в наиболее характерном для Западной
Сибири диапазоне величин Т2* это увеличение составляет (200 – 400) %.
В соответствии с теорией информации
для правильного воспроизведения
измеряемого сигнала, имеющего частотный спектр ( F рез  F ) , частота квантования при его
цифрозаписи должна удовлетворять условию
Fк  ( F рез  F )2
(3)
С целью исключения возможности свертки шумов на практике величину Fк выбирают
несколько больше. Длительность цифрозаписи устанавливается такой, чтобы обеспечить
необходимый объем информации для выполнения шумовой коррекции получаемых данных.
Поскольку экспонента во временной области и лоренцева форма линии в частотной
области связаны преобразованием Фурье, то спектр измеренного сигнала может быть
получен следующим образом

F ( )   exp( t ) cos(  0 )tdt
(4)
0
Таким образом, обработка информации, получаемой в результате цифрозаписи
волновых форм измеряемых сигналов, может быть выполнена как во временной области, так
и в частотной области.
116
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Рис. 1
117
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Методика обработки цифровых записей волновых форм сигналов ЯМК
Главной целью обработки цифрозаписей ЯМК является точная оценка величины
начальной амплитуды, которую определяют по огибающей измеряемого сигнала в момент
его возбуждения. Поэтому методы обработки используют алгоритм преобразования
цифровых данных о волновой форме в огибающую измеряемого сигнала. Дополнительно
оценивают скорость затухания сигналов и величину среднеквадратического шума, которая
определяет стандартные отклонения в оцениваемых параметрах сигнала.
Методика предусматривает оперативную обработку непосредственно на скважине с
целью выдачи заключения об эффективной емкости исследуемых пластов и последующую
детальную обработку, направленную на решение определенных геолого-геофизических
задач.
Перед проведением любой обработки предварительно оценивают качество
цифрозаписей путем проверки наличия выбросов, а также контролируют присутствие
паразитного сигнала от промывочной жидкости (ПЖ). Критериями отбраковки являются
резкие изменения среднего квадратического уклонения интегральных значений на отдельных
интервалах сигнала и амплитуд сигналов по отношению к амплитудам соседних сигналов.
Наличие сигналов от ПЖ определяют путем обработки цифрозаписей против интервалов
глин и плотных пород. Признаками наличия сигналов от ПЖ являются заметное увеличение
амплитуды и скорости спада сигналов, измеряемых в этих интервалах, по сравнению с
шумами.
Алгоритм оперативной обработки во временной области предусматривает разбиение
информационного массива на j равных интервалов так, чтобы можно было пренебречь
затуханием сигнала, а функция cos 0 t была достаточно хорошо представлена. Тогда
выражение для определения значений огибающей существенно упрощается
k
uj 
4 u 2 (t k )
k 1
k
  u (t k )
,
(5)
k 1
где k – число отсчетов, приходящихся на j-й интервал. Ожидаемые величины моментов
огибающей сигнала u j определяют путем шумовой коррекции полученных значений u j на
основе вероятностного определения огибающей синусоидального сигнала плюс Гауссов шум
с ограниченной полосой
u j  u j  uш ,
2
2
(6)
2
где u ш - среднеквадратическая величина шума, которую определяют по последним
значениям
u j , где сигнал уже спадает до 0. Искомую начальную амплитуду сигнала определяют путем
решения системы уравнений, которую составляют, используя полученные значения
u j  2 uш .
С целью обработки в частотной области сигнал переводится из временного в
частотное представление с помощью Фурье-преобразования. При этом фактически
выполняют не вычисление интеграла в выражении (4), а суммирование ряда по конечному
числу точек:
2
118
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
N 1
A f   X t exp( 2ift / N ) ,
f = 0, 1, … , N – 1,
(7)
t 0
где A f - коэффициент для точки f результата преобразования (в частотной области), X t значение волновой формы сигнала в точке (во временной области), N – число точек отсчетов
измеряемого сигнала. До преобразования Фурье определяют среднее значение сигнала и
вычитают его из всех входных данных; этим способом из сигнала удаляется постоянная
составляющая, не содержащая спектральной информации. После преобразования
применяется цифровая фильтрация сигнала, что позволяет повысить отношение сигнал/шум.
В результате Фурье-преобразования получают спектральную линию сигнала, форма которой
близка к Лоренцевой. Используя максимальное значение спектральной линии и ее ширину,
определяют начальную амплитуду измеряемого сигнала.
Выбор алгоритмов детальной обработки цифрозаписи ЯМК зависит от поставленных
геолого-геофизических задач и условий их решения. При оценке параметров низкопористых
пород-коллекторов, когда наблюдается низкая величина отношения сигнал/шум, для
уменьшения величины погрешности используют когерентное накопление сигналов путем
сложения их волновых форм
n
u (t )  1 / n u i (t )
(8)
i 1
Среднеквадратичный шум в накопленной волновой форме уменьшается по отношению к
одиночной волновой форме в n раз. Необходимое число повторных цифрозаписей для
выполнения когерентного суммирования определяют следующим образом
(9)
N  (ИСФ1 ) 2  1 ,
где  - коэффициент, определяемый при калибровке зонда, ИСФ1 - величина, определенная
при первом измерении,  - заданная допустимая относительная погрешность определения
величины ИСФ.
При определении эффективных мощностей в тонкослоистых геологических разрезах
разрешающая способность ЯМК вдоль ствола скважины определяется длиной зонда. В
случае одиночного пласта толщиной менее длины зонда его границы, определяемые по
данным ЯМК, смещаются и погрешность их определения достигает половины длины зонда.
Оценка величины ИСФ выделенных пластов оказывается заниженной. В неоднородных
пластах выделение отдельных прослоев в самостоятельные пласты ограничивается
возможностью надежного считывания амплитуд сигналов для этих прослоев. С целью
повышения разрешающей способности ЯМК используют алгоритм обработки [3],
позволяющий восстановить истинные значения ИСФ, которые были искажены за счет
интегрирующего эффекта зонда ЯМК в пластах малой толщины.
Методика комплексной интерпретации результатов ЯМК
с цифрозаписью волновых форм измеряемых сигналов
Комплексная интерпретация результатов ЯМК с цифрозаписью волновых форм
измеряемых сигналов органично сочетает ранее созданную методику для аналоговых данных
с вновь разработанными программами математической обработки цифровой информации.
Кроме того, При решении конкретных геологических задач оказалось необходимым
разработать ряд дополнительных методик.
Выделение пород-коллекторов.
Выделение коллекторов обычно осуществляют либо по наличию проникновения
фильтрата промывочной жидкости, либо по отличию коллектора от вмещающих пород по
совокупности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). При этом для сложных
119
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
геологических разрезов является проблемой обоснование критических параметров
коллекторов, когда каждый в отдельности параметр не дает надежной информации о
коллекторе.
Поскольку измеряемый сигнал ЯМК непосредственно связан со свободным поровым
флюидом, то для установления принадлежности пород к классу коллекторов достаточно
надежно измерить его амплитуду. В большинстве случаев при использовании цифрозаписи
волновых форм
измеряемых сигналов эта задача достаточно легко решается при
однократной реализации. В наиболее сложных случаях применяется когерентное накопление
сигналов путем суммирования соседних, либо повторных цифрозаписей.
Оценка эффективных мощностей.
При геофизических исследованиях скважин под эффективной мощностью понимается
проницаемый интервал, глубина проникновения в который отражает динамические
параметры пласта. Методика обнаружения таких интервалов основывается на существовании
измененной части пласта и стенки скважины по отношению к породе естественного
насыщения и номинальному стволу скважины. Оценка таких изменений осуществляется по
комплексу геофизических методов, обладающих различной радиальной и вертикальной
разрешающей способностью. Эффективность этого способа ограничена геологическими
факторами (анизатропность пласта, гидрофильность, характер насыщения породы и т.д.),
которые можно учесть, и технологическими факторами (механическая прочность пород,
депрессия на пласт, физико-химические параметры ПЖ и т.п.), практически не
поддающимися контролю. Кроме того, низкая вертикальная разрешающая способность
геофизических методов приводит к снижению надежности оценки эффективных мощностей,
а иногда и невозможности решения этой задачи, например, при бурении на ПЖ с низкими
фильтрационными способностями.
ЯМК как прямой метод на выделение коллекторов, обладая высокой вертикальной
разрешающей способностью, сыграл важную роль при оценке эффективных толщин в
тонкослоистых разрезах целого ряда месторождений Западной Сибири (Ямбургское,
Бованенковское, Уренгойское и др.). На рис. 2 представлены результаты ЯМК полученные в
одной из скважин Уренгойского месторождения. С применением цифрозаписи волновых
форм сигналов ЯМК существует реальная возможность обеспечить вертикальное разрешение
до 10 см. В соответствии с методикой, предусматривающей восстановление истинных
значений ИСФ в пластах малой толщины, предел разрешения ограничен лишь величиной
шага между циклами измерений.
Определение коэффициента эффективной пористости.
По данным стандартного комплекса ГИС нельзя непосредственно оценить
эффективную пористость коллектора. Для этого необходимо определить открытую
пористость по ГИС и оценить коэффициент остаточной водонасыщенности по данным
лабораторного исследования образцов пород. И тот, и другой параметр в условиях
сложнопостроенных коллекторов определяются с большими погрешностями, в то время как
точность определения эффективной пористости непосредственно влияет на точность оценки
запасов нефти.
В водоносных пластах величина ИСФ идентична коэффициенту эффективной
пористости Кп эфф. Поэтому с использованием цифрозаписи волновых форм сигналов ЯМК
точность определения Кп эфф. существенно возрастает.
В продуктивных пластах часть порового пространства остается заполненной нефтью
или газом, которые не были вытеснены фильтратом ПЖ. Ядра водорода газа и нефти дают
вклад в измеряемый сигнал, отличный от воды. В результате регистрируемая амплитуда
сигнала зависит от коэффициентов остаточной нефте- Кно и газонасыщенности Кго. Поэтому
120
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
при определении Кп эфф. В продуктивных пластах вводится поправочный коэффициент,
называемый индексом снижения амплитуды ИСА. В соответствии с этим
для нефтяных пластов: Кп эфф. = ИСФ + Кп Кно (1 – ИСА)
для газовых пластов:
Кп эфф. = ИСФ + Кп Кго (1 – ИСА)
(10)
(11)
При повышенной вязкости нефти ИСФ обусловлен только фильтратом ПЖ, который
отражает объем вытесненной нефти. В этих условиях ИСФ равняется эффективной
динамической пористости Кп эфф.д.
Рис. 2. Комплексные ядерно-магнитные исследования. Скв.214 Уренгойского месторождения
Определение проницаемости пород.
Задачу оценки проницаемости сложно построенных коллекторов по данным ГИС
нельзя считать решенной, так как используемые параметры для установления статистических
зависимостей слабо связаны с коэффициентом проницаемости.
Для большинства пород-коллекторов ИСФ представляет собой часть поровых
флюидов, которые дают вклад в проницаемость пористых пород. Дополнительно измеряемое
время продольной релаксации Т1 связано с размером пор. Поэтому ИСФ и Т1 позволяют
определять проницаемость пород:
Кпр = А{ИСФ [Т1 Т1ж / ( Т1ж – Т1)]2 }S,
(12)
121
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
где А и s – эмпирические коэффициенты, Т1ж и Т1 – времена продольной релаксации
свободной жидкости и горной породы, соответственно.
Примером определения фильтрационно-емкостных параметров коллекторов и
характера их насыщения могут служить данные, представленные на рис. 3. Скважиной 65
Кальчинского месторождения вскрыты перспективные отложения ачимовской толщи и
пласты юрского возраста. В результате комплексной количественной интерпретации данных
ЯМК и других методов ГИС были рассчитаны коэффициенты нефтенасыщенности и
остаточной нефтенасыщенности, фазовой проницаемости по нефти относительно
эффективного и динамического порового пространства. Комплексный анализ этих
параметров позволил оценить характер насыщения по высоте интервала исследования,
выделить гидродинамически изолированные комплексы и дать прогноз нефтеотдачи.
Получение безводной нефти более вероятно из кровельной части этих комплексов, в то
время как из подошвенной части более вероятно получение воды с небольшим количеством
нефти. Юрские отложения водоносны.
Рис. 3. Результаты геолого-геофизической интерпретации и определение характера
насыщающего флюида. Скв. 65 Кальчинского месторождения
Оценка пород, содержащих тяжелую нефть.
В условиях низкой минерализации каротаж по удельному сопротивлению не может
различить воду и нефть. Сигнал от тяжелой нефти не регистрируется ЯМК, поэтому
диаграмма представляет свободную воду. Таким образом, ЯМК позволяет отличить
продуктивную воду от тяжелой нефти там, где минерализация воды слишком мала для
122
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
уверенной интерпретации электрического каротажа. При этом данные ЯМК могут
использоваться для определения, какие зоны дадут избыточную воду в ответ на закачку пара.
Идентификация газоносных пластов при наличии глинистых минералов.
На каждый из методов, служащих для измерения пористости: плотностной,
нейтронный и акустический, оказывает влияние присутствие газа. Уменьшенная плотность
газа приводит к завышению пористости по данным плотностного каротажа. Меньшее
содержание водорода в газе по сравнению с жидкостями, наоборот, занижает пористость по
данным
нейтронного
каротажа.
Однако,
интерпретация
комплекса
методов
плотностного/нейтронного становится неясной, когда присутствуют глинистые минералы,
которые увеличивают нейтронные пористости. Присутствие газа уменьшает величину ИСФ
так же, как это происходит с нейтронным методом. Но наличие глины снижает ИСФ еще
больше. Следовательно, использование данных ЯМК уменьшает неопределенности в
идентификации газовых зон в присутствии глинистых минералов. На рис. 4 представлены
результаты выделения водоносных и газоносных пластов. В интервале 745 – 818 м
газоносный интервал однозначно выделяется и по ЯМК и по комплексу ГИС. Однако выше
отметки 745 м газонасыщенность коллектора определяется однозначно лишь с привлечением
данных ЯМК.
Рис. 4. Результаты интерпретации ЯМК и комплекса ГИС. Выделение пластов коллекторов,
Оценка газонасыщеных, водонасыщенных пластов и определение hэф, Кпэф и ГВК (скв. 50
Харасавейского месторождения)
Определение предельного коэффициента нефтеизвлечения.
123
________________________________________________________________________________
Совещание-семинар ТюменьОЕАГО
(г.Тюмень, 1-2 июня 2005 г.)
«Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин»
________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___ ________ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ______ ___
Извлекаемые запасы оцениваются обычно очень приближенно, поскольку
стандартный комплекс ГИС не разделяет подвижные компоненты нефти и ее высоковязкие
компоненты, которые не вытесняются из пласта при его эксплуатации.
Доля нефти, которая может быть извлечена из пласта, определяется как разность
нефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности. Однако, эта оценка не учитывает
влияния гидродинамического режима всей залежи на степень выработки пластов. Поэтому
коэффициент извлечения, который определяется по данным ЯМК, является предельным. Он
может быть рассчитан по следующей формуле:
Кизв.пр. = 1/Кн [ Кн -(1 – Кв.свз. – ИСФ/Кп ),
(13)
Величина этого коэффициента существенным образом зависит от температуры
пласта. Поэтому данные ЯМК могут использоваться не только для прогнозирования
нефтеотдачи, но и для обоснования температурного режима разрабатываемой залежи.
Прогноз приточности пластов.
Этот прогноз, который делается на основе данных ЯМК: о наличии подвижного
флюида в поровом пространстве пород; о степени кольматации прискважинной зоны; о
вязкости пластовых нефтей, может быть использован для проведения опробования в
открытом стволе скважины и выделения интервалов перфорации после обсадки скважины.
Заключение
Применение ЯМК на основе широкополосной аппаратуры с цифрозаписью волновых
форм измеряемых сигналов позволяет:
- использовать новые более эффективные методы обработки получаемых данных, что
обеспечивает более высокую точность определения фильтрационно-емкостных параметров
пород-коллекторов нефти и газа;
- расширить методические возможности ядерно-магнитных исследований при
решении геолого-геофизических задач в комплексе с другими методами ГИС за счет
повышения чувствительности к низко пористым коллекторам и более высокой вертикальной
разрешающей способности в тонкослоистых геологических разрезах;
- упростить программу управления процессом проведения ЯМК и оперативной
обработки получаемых данных, поскольку исключается необходимость слежения за
изменением частоты измеряемого сигнала вдоль ствола скважины.
Литература
1. Белорай Я.Л., Кононенко И.Я. Применение ядерно-магнитных исследований в основных
нефтедобывающих регионах России Аналитический обзор). М., ВНИИгеосистем, 1995.
2. Способ ядерно-магнитного каротажа и устройство для его осуществления. А.С. 1288564
(СССР). Опубл. в Б.И. 1987, № 5.
3. Способ ядерно-магнитного каротажа. А.С. 1624123 (СССР). Опубл. в Б.И. 1991, № 28.
124