Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Компьютеризированная технология интегрирования скважинной геоинформации при изучении параметров нефтегазовых залежей

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Компьютеризированная технология интегрирования скважинной геоинформации при изучении параметров нефтегазовых залежей"

На правах рукописи УДК 550.83:681.3.06

Поляков Евгений Евгеньевич

КОМПЬЮТЕРИЗИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ИНТЕГРИРОВАНИЯ СКВАЖИННОЙ ГЕОИНФОРМАЦИИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и

разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва -1998

На правах рукописи УДК 550.83:681.3.06

Поляков Евгений Евгеньевич

Компьютеризированная технология интегрирования скважинной геоинформации при изучении параметров нефтегазовых залежей

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва -1998

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском институте геологических, геофизических и геохимических систем Российской Федерации(ВНИИГеосистем) и во Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий РАО'Тазпром" (ВНИИГАЗ).

Научный консультант: Ахияров Влер Хатипович, доктор геолого-минералогических наук

Официальные оппоненты: Блюменцев Аркадий Михайлович, доктор технических наук(ВНИИГеосистем), Вендельштейн Борис Юрьевич, доктор геолого-минералогических наук,профессор(ГАНГ им.И.М.Губкина),

Фортунатова Наталья Константиновна, доктор геолого-минералогических наук, профессор (ВНИГНИ)

Ведущая организация: Кафедра ядернорадиометрических методов и

геоинформатики МГГА. (г.Москва).

Защита состоится '¿^октября 1998 г. в 14 часов на заседании Специализированного совета Д. 071.10.01 при Всеросийском научно-исследовательском институте геологических, геофизических и геохимических систем, г.Москва, 113105, Варшавское шоссе, д.8, конференц-зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГеосистем. Афтореферат разослан "2ЛГ сентября 1998 г.

Ученый секретарь Специализированного совета доктор геолого-минералогических наук профессор

/

В.С.Лебедев

- 3 -

Общая характеристика работы

1. Актуальность проблемы.

Усложнение геологических задач и структурные изменения в нефтегазовой отрасли требуют дальнейшего развития компьютеризированных технологий подсчета запасов нефти и газа.

Получение лицензий на территории с целью разработки и практически одновременной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений требует от инвестора в идеале компьютеризированной геологической и фильтрационно-емкостной модели залежи. Проектирование новых кустов скважин с учетом динамики разработки и распространения коллекторов в межскважинном пространстве предполагает компьютеризированный мониторинг интерпретации данных временных замеров геофизических исследований скважин (ГИС), промысловых исследований, положения межфлюидных контактов в виде цифровой модели. Подсчет и многократный пересчет запасов нефти и газа остается одной из наиболее информационноемких и трудоемких работ, нуждающихся по этой причине в автоматизации.

В настоящее время в России сложилась ситуация, при которой нефтяные компании создают в своей структуре полный технологический цикл от поисково-разведочных работ до разработки и до завершения эксплуатации. Отечественная практика детальной разведки месторождений и подсчета запасов, проектирования разработки и геолого- промыслового анализа опирается, в основном, на данные бурения с привлечением даннных ГИС. Комплексная интерпретация данной геолого-промысловой информации требует значительного количества априорных знаний: общих региональных закономерностей по нефтегазоносным объектам, взаимосвязи параметров, зональных и локальных закономерностей и их взаимосвязей, констант, критериев выделения обьектов, положения межфлюидных контактов, коррелируемых пачек, давления в пласте, температуры и т.п. Анализ всей информации на практике, как правило, проводится для частных задач без учета их взаимосвязи и предистории формирования модели региона, зоны, месторождения, пласта.

Реализация любой схемы обработки, интерпретации или интегрированного анализа геоинформации опирается на предварительно построенные петрофизические модели среды для казвдого используемого

метода с целью осуществления перехода от измеряемых косвенных параметров к прямым геолого-физическим свойствам исследуемой среды.

Полный набор петрофизических исследований выполняется далеко не на каждом объекте. Однако в каждом нефтегазоносном регионе существует свой ряд нефтегазоносных комплексов со своими закономерностями изменения геолого-геофизических параметров в зависимости от их стратиграфической приуроченности, глубины и термобарических условий залегания. Эти закономерности изменения параметров могут служить основой для прогнозирования недостающих петрофизических зависимостей на конкретных изучаемых объектах - именно они и должны составлять петрофизическую базу знаний.

К настоящему времени назрела необходимость в проведении интегрированного анализа на основе специально созданных компьютерных систем, результатов построения геологической модели залежей по данным промыслово-геофизических данных, контроля продвижения межфлюидных контактов и оценки коэффициентов нефтегазоизвлечения по данным ГИС в скважинах с учетом региональных и локальных гидродинамических и геодинамических закономерностей свойств коллекторов. Для реализации мониторинга запасов и процессов разработки необходимо создание петрофизических и других баз знаний, совмещенных с компьютерными системами, и методик определения ФЕС коллекторов в оперативном режиме, в том числе в процессе разработки месторождения по данным ГИС в обсаженных скважинах. Развитие инвестиционных проектов в поиск, разведку и разработку месторождений углеводородов, в том числе из-за рубежа, требует получения оценки достоверности результатов подсчета геологических и текущих запасов.

Цель работы - повышение достоверности определения параметров нефтегазовых залежей на основе создания компьютеризированной технологии интегрирования скважинной геоинформации.

Основные задачи исследований:

1. Анализ эффективности использования систем обработки и интерпретации скважинной геоинформации при подсчете запасов месторождений нефти и газа и мониторинге этих запасов.

£. Анализ современного состояния в оценках систематических и

случайных погрешностей параметров нефтегазовых залежей и существующие подходы к интегрированию скважинной геоинформации. Обоснование требований к компьютерным системам обработки, интерпретации и интегрирования информации при подсчете запасов нефти и газа.

3.Разработка программных средств и методик интегрирования скважинной геоинформации на основе систем интерпретации и обобщения разномасштабной геоинформации по региону, зоне, месторождению.

4.Разработка компьютерных методик оценки подсчетных параметров нефтегазовых залежей в системе АРМ'ТИС-Подсчет" и оценки их достоверности по геодинамическим закономерностям.

5. Разработка компьютерных методик интерпретации специальных исследований на керне и по каротажу для выявления компонент пет-рофизической модели коллекторов и ее параметров, слагающих продуктивные отложения, и определения величин начальных градиентов давления при фильтрации углеводородов.

6. Опробование компьютерных технологий интегрирования скважинной геоинформации при подсчете запасов месторождений углеводородов в терригенных и карбонатных отложениях в регионах Западной Сибири, Прикаспия и Тимано-Печорсксй провинции.

При решении приведенных задач автором использовались следующие методики исследований:

- систематизация, обобщение и анализ научно-технической информации и накопленного опыта при подсчетах и пересчетах запасов углеводородов в терригенных и карбонатных отложениях;

- теоретическое и экспериментальное изучение закономерностей флюидонасыщения залежей углеводородов, влияния компонентного состава пород-коллекторов на данные комплекса ГИС, оценки особенностей фильтрации углеводородов в моделированных пластовых условиях;

- моделирование петрофизических параметров продуктивных отложений на ПЭВМ и разработка програмных средств;

- опробование разработанных компьютерных систем и методик при подсчете запасов месторождений нефти и газа.

- б -

В результате проведенных исследований автором защищаются следующие научные результаты:

1. Компьютеризированная технология интегрирования скважинной геолого-геофизической информации, включающая:

- систему программных средств(АРМТИС-Подсчет", АРМ"Акустика");

- методологию обобщения петрофизической и геофизической информации;

- компьютерные методики определения подсчетных параметров нефтегазовых залежей(положение межфлюидных контактов, пористость, начальная и текущая нефтегазонасыщенность).

2. Концепция новой компьютерной базы знаний по петрофизике и скважинной геофизике, основанная на трех уровнях интегрирования информации - локальном, зональном, региональном:

- на локальном уровне информационную основу составляет полный набор установленных закономерностей, между коллекторскими, физическими (на керне) и геофизическими(скважинными) параметрами по каждому изучаемому объекту(пласту,залежи);

- на зональном уровне используется интегрированная информация по локальным объектам, однотипным петрофизическим зависимостям и особенностям, свойственным отдельным стратиграфическим или иным комплексам;

- на региональном уровне применяется сконцентрированная информация, отражающая общие закономерности изменения геологических и геофизических свойств е целом по разрезу продуктивных отложений.

Научная новизна диссертационной работы состоит в том, что автором впервые:

Сформулирована концепция новой компьютеризированной технологии, включающей системы АРМТИС-Подсчет", АРМ"Акустика", базу петрофизических знаний, для интегрирования скважинной геолого-геофизической информации при изучении параметров нефтегазовых залежей:

- научно обоснованы и разработаны принципы создания компьютерной базы знаний по петрофизике и скважинной геофизике на локальном, зональном и региональном уровнях интегрирования геоинформации;

- разработано петрофизическое и методическое обеспечение компьютеризированной технологии интегрирования скважинной геолого-геофизической информации, обоснованы и реализованы обрабатывающие программы интерпретации ГИС в терригенном и карбонатном разрезах;

- сформулированы принципы тестирования компьютерных систем интерпретации данных ГИС и выбора оптимальной системы обработки, при этом в качестве основного критерия тестирования предлагается использовать общее время, затраченное на решение конкретной геологической задачи;

- разработана новая компьютерная методика определения нефтегазо-насыщенности в тонкослоистых коллекторах по данным электрического и радиоактивного каротажа на основе построения гидродинамической модели насыщенности;

- экспериментальными работами на керне установлено, что логарифм поглощения энергии продольных волн в песчано-глинистых коллекторах линейно связан с их нефтенасыщенносгью, и разработана копь-ютерная методика определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического каротажа в обсаженных скважинах;

- при опробовании компьютерной методики определения текущей газонасыщенности, установлено, что коллекторы с начальным градиентом давления газа при разработке отдают газ в пульсирующем режиме через вмещающие коллекторы, не имеющие начального градиента давления.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Разработана компьютеризированная технология интегрирования скважинной геоинформации при изучении параметров нефтегазовых залежей, включающая программные средства - АРМ'ТИС-Подсчет", АРМ"Акустика", петрофизическую базу знаний и компьютерные методики определения подсчетных параметров нефтегазовых залежей. Эта технология была опробована при подсчетах и пересчетах запасов в терригенных и карбонатных отложениях Западной Сибири и Прикаспия,

что позволило повысить достоверность подсчета запасов месторождений нефти и газа. Компьютерная технология подсчета геологических запасов углеводородов с использованием разработанной технологии опробована в полном объеме в терригенных отложениях сеномана, неокома и тюменской свиты Западной Сибири на месторождениях Суг-мутское, Южное, Кынское, Северо-Юрьевское, Верхне-Пурпейское. Компьютерная технология оценки подсчетных параметров в карбонатных отложениях опробована на компьютерных макетах-аналогах в системе "Подсчет-СМ" при подсчете запасов на Астраханском ГКМ и Се-веро-Сарембойском нефтяном месторождении. Компьютерная технология определения текущей насыщенности через колонну по данным волнового акустического каротажа и/или стационарного нейтронного каротажа и ИННК опробована по ряду скважин месторождений Западной Сибири - Самотлор, Уренгой, Заполярное, Комсомольское, Спорышевское, Красноборского Калининградской области и Бразилии - Рио-до-Бу.

Компьютеризированная технология в составе АРМ'ТИС-Подсчет", АРМ"Акустика" в разные годы была внедрена более, чем в 30 организациях, основные из которых по России: ТТЭ Тюменьгеология, ГГП "Тюменьпромгеофизика" с ее филиалами, МП"ИНФИНГ", АО Ноябрьскнеф-теразведочное предприятие, ГГП Центргеофизика, ПО"Коминефтегеофи-зика", А0"Саратовнефтегеофизика", Сервисная компания Петроальянс, Варьеганское управление геофизических работ, ОАО"СиОНАЦ", АО"Сур-гутнефтегаз", А0"Севергазгеофизика", А0"Калининградгеофизика, ВНИИГеофизика, ВНИИГеосистем, ВНИГНИ, ВНИГИК, ВНИИГАЗ, ТюменьВНИ-ИГипрогаз, ГАНГ им.И.М.Губкина, МГУ, МГРИ, Тюменский индустриальный институт; по Казахстану: Мангыстауская ЭГИС, Атырауская ЭГИС, Актюбинская ЭГИС, ПГО'Турьевнефтегеология" , АО Геотэкс, КазНИГ-РИ; по Украине: КОМЭ, УкрНИГРИ.

.Личный вклад автора.

В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором или под его руководством в институтах: ВНИИ-Геосистем (ранее ВНИИЯГГ),начиная с 1976г., и ВНЖГАЗ - с 1997г.

Автор являлся ответственным исполнителем научно-исследовательских работ по созданию интегрированной системы АРМ "Подсчет" и алгоритмов ее программного обеспечения и внедрения компьютерной интегрированной технологии интерпретации ГИС-керна-опробования, подсчете запасов ряда месторождений Западной Сибири. Автором

предложены и обоснованы принципы оценки достоверности подсчетных параметров, концепция петрофизической базы знаний, принципы тестирования специализированных программных средств^ концепция петрофизической базы знаний. Автор проводил экспериментальные исследования на керне по рассматриваемым в диссертации вопросам.

По разделу диссертации по разработке АРМ'ТИС-Подсчет" защищена диссертационная работа Фельдманом А.Я., у которого автор был научными руководителем.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на международной конференции США 1998г., на международной гео-

физической конференции и выставки (ЭЕ6) Москва 1997 г.,на научно-практическом семинаре Ассоциации научно-технического и делового сотрудничества по геофизическим исследованиям и работам в скважинах (АИС)"Проблемы качества ГИС'ЧТверь, январь 1997г.), на семинаре-совещании ЕАГС'Пути повышения эффективности геологической интерпретации геофизических исследований скважин при разведке, эксплуатации и подсчете запасов месторождений нефти и газа Западной Сибири"(Тюмень, февраль 1997 г.), на научно-практическом семинаре АИС "Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегазовых скважин"(Тверь, ноябрь 1997 г.) , на секции "Геолого-разведочные работы и геофизические методы исследования скважин, разработка месторождений" НТС РАО'Тазпром"( Москва, ВНИИГАЗ, октябрь 1995 г.), на школе-семинаре "Средства автоматизированной обработки и интерпретации данных геофизических исследований сква-жин(Москва, ГАНГ, 1994 г.), на школе-семинаре "Программное и аппаратное обеспечение геологических служб нефтегазовой отрас-ли'ЧМосква, ГАНГ, ноябрь 1993 г.), на семинаре-совещании геологов-геофизиков Министерства геологии и охраны недр республики Казахстан ( Атырау, октябрь 1992 г.), на научно-практической конференции "Развитие геофизических исследований на нефть и газ в Западной Сибири"(Тюмень, 1985 г).

Публикации и использованные материалы.

Основные научные положения и практические результаты диссертационной работы изложены в 40 печатных работах, в том числе 4

авторских свидетельствах на изобретение, а также в 9 отчетах по подсчету запасов и более чем 10 научных отчетах . В основу диссертационной работы положены более, чем двадцатилетние исследования автора в области интерпретации данных ГИС, петрофизических исследований керна, подсчета запасов нефти и газа, создания программных средств и систем.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы. Текст изложен на страницах, включая 79 рисунков, 23 таблицы и список литературы из//¿^наименований.

Автор благодарен судьбе, что ему посчастливилось работать в едином коллективе в момент наивысшего творческого подъема института ВНИИЯГТ (позднее ВНИИГеосистем) в разные годы с 1976 по 1996

г. под научным руководством с известными учеными: геологами и геофизиками - профессором, д.т.н. Кузнецовым О.Л., профессором,

д.г-м.н. Петросяном Л.Г., д.г-м.н. Хафизовым Ф.З.,.-д.г-м.н. Ахия-ровымВ.Х., профессором, д.т.н. Васиным Я.Н., д.т.н. Берманом Л.Б. и с 1997 г. с профессором, д.г-м.н. Фоменко В.Г. во ВНИИГАЗ. Автор благодарен Фельдману А.Я. за многолетний творческий союз. Автор выражает искреннюю признательность коллективу единомышленников и сотрудников лаборатории "Геофизические исследования месторождений нефти и газа" (ВНИИГеосистем), которые несмотря на трудности самоотвержено работали по становлению компьютерной технологии подсчета запасов углеводородов - это Комар Н.В., Федорова Е.А., Карпова И.А., Шаповал Н.В., Свистунова Т.Н., Киргинцева Г.А., Ищенко В.И., Хаустов М.Г., к.г-м.н. Чередниченко А.А., к.т.н. Новгородов В.А., к.т.н. Галаган Е.А., Ахияров A.B., Матвиенко A.A., Масленников В.В. Значительное влияние на уровень исследований и эффективность работ автора оказало сотрудничество с учеными профессионалами - д.г-м.н. Петерсилье В.И., к.т.н. Кото-вымП.Т., д.т.н. Федорцовым В.К., к.т.н. Цирюльниковым В.П., к.ф-м.н. Цейтлиным В.Г., Злотниковым М.Г., Мартьяновым И.А., к.т.н. Амурским А.Г.,к.ф-м.н. Шапиро С.А., к.ф-м.н. Гуревичем Б.Я., ЦиеромЮ.М., профессором, д.ф-м.н. Крутиным В.Н., к.г-м.н. Пороскуном В.И., к.г-м.н. Аракеляном В.А., к.г-м.н. Керим-Заде B.C., которым автор глубоко признателен. Автор благодарен своему

- И -

отцу - профессору, д.т.н. Полякову Е.А. за поддержку и помощь в выборе направления и подготовке диссертации. На многих этапах работы неоценимую помощь во внедрении технологии, обсуждении результатов и подготовке диссертации оказали к.г-м.н. Лигус Е.В., Мальцев С.И., Мышьянов В.В., Ефимова Л.Г., к.г-м.н. Ефимов В.А., к.т.н. Пантелеев Г.ф., Николаева Л.Е., Шандрыгина И.Е., Мохова С.Н., которым автор выражает искреннюю признательность.

Содержание работа

В первой главе рассматриваются проблемы развития компьютерных технологии подсчета запасов месторождений углеводородов и оценки их достоверности. Начиная с 60-х годов наметилась тенденция ускоренного развития и освоения новых геофизических методов исследования нефтегазовых скважин (РК, АК/ ЯМК, ПК и др.), которые существенно увеличили объем получаемой информации и расширили возможности каротажа при обосновании параметров нефтегазонасыщен-ных пород-коллекторов. Наиболее ярко это отразилось при подсчете запасов нефтегазовых месторождений. В разработку методик интерпретации данных каротажа большой вклад внесли многие специалисты научно-исследовательских и производственных организаций. Общеизвестны теоретические и практические работы С.Г.Комарова, В.Н.Дах-нова, Б.Ю.Вендельштейна, В.М.Добрынина, С.С.Итенберга, М.Г.Латышевой, Е.И.Леонтьева и др., представляющие разработки НИИ и высших учебных заведений. По развитию методик подсчета запасов нефти и газа работали специалисты отраслевых институтов и производственных организаций:Ф.З.Хафизов, В.Х.Ахияров.В.К.Федорцов, Е.В.Лигус, Г.В.Таужнянский,(ТТЭ Главтюменьгеология) О.Л.Кузнецов, Л.Г.Петросян, Я.Н.Васин, Л.Б.Берман, В.С.Нейман, В.А.Новгородов, Ю.С.Шимелевич, В.Д.Неретйн, А.М.Блюменцев, И.А.Мартьянов и др. (ВНИИЯГГ); С.П.Каменев, П.Т.Котов, Н.Н.Зефиров, М.Т.Бондаренко и др. (ВНИИГеофизика);П.А.Бродский, А.В.Ручкин, В.Г.Фоменко, Г.Г.Яценко, и др. (ВНИИГИК). По петрофизическому обоснованию данных каротажа следует отметить работы В.И.Петерсилье, Е.А.Полякова, В.Г.Топоркова, Н.А.Пих и др.

Необходимость обработки большого объема информации ГИС потребовала применения ЭВМ. Использование ЭВМ началось с 70-х годов. Большой вклад в развитие этого направления и программное обеспечение интерпретации данных каротажа внесли Н.Н.Сохранов, С.М.Ак-сельрод, В.Г.Ингерман, С.М.Зунделевич, М.Г.Злотников, А.Я.Фельдман, С.Н.Красильников, В.И.Сидельников, П.И.Козлов, К.А.Шаров, А.С.Афанасьев, И.П.Бриченко, В.А.Пантюхин, Е.В.Чаадаев, А.В.Жар-децкий и др. Первой отечественной системой обработки ГИС на ПЭВМ является Тинтел'ЧВНИГИК), созданная в очень короткие сроки и довольно быстро распространившаяся по геофизическим организациям страны. Однако эта система была более ориентирована на оперативные заключения по данным ГИС и менее чем последующие системы ориентирована на интегрированный анализ. Примерно в это же время в стране велись разработки систем интерпретации ГИС и промысловых исследований в организациях - ЦГЭ, Запсибнефтегеофизика, Цент-ргазгеофизика, ЗапсибНИИГеофизика, УкрНИГРИ, БелНИГРИ и ряд других.

Оптимизированное, на основе компьютерной технологии освоение и мониторинг месторождений нефти и газа, в условиях тонкослоистых многопластовых терригенных коллекторов Западной Сибири с блочным строением залежей позволяют рекомендовать: более рациональное размещение бурящихся скважин с точки зрения повышения точности обоснования запасов и бурение скважин в наиболее перспективных участках залежи с точки зрения потенциальных дебитов нефти и газа. Указанные основные эффекты применения технологии достигаются уже сегодня за счет впервые созданного в России интегрированного программного обеспечения геоинформации под условным названием система "Подсчет" ( АРМ ГИС-Подсчет, Система СпецГИС-ИННК, Акустика, Система ИНТЕГРАН, АРМ Геомодель, АРМ петрофизика "Сапфир", АРМ"Лаборатория" ) на базе ПЭВМ PC/AT 286,386,486,586. Руководили созданием систем АРМ"Подсчет" и непосредственно участвовали в постановке задач и разработке алгоритмов Ф.З.Хафизов, Е.Е.Поляков, П.Г.Гильберштейн, В.Х.Ахияров, А.Я.Фельдман, БасинЯ.Н., С.А.Каплан," В.И.Петерсилье, В.А.Аракелян, Мартьянов И.А. и др.

До настоящего времени решались частные задачи этой общей проблемы. Отдельные системы обработки данных ГИС, промысловых исследований, подсчета запасов, контроля разработки, обработки данных сейсморазведки, анализа керна и т.п. создавались без учета взаимосвязи с базой накопленных за все предыдущие годы знании. Часто

многие исследования, призванные установить те или иные закономерности, повторялись в пределах региона, зоны, а известны примеры и месторождения и пласта. Зарубежные системы CHARISMA (Норвегия), INTEGRAL (Франция), TIGRESS (Великобритания), система LAND MARK(США) превосходят существующие российские аналоги интегрированных систем в техническом и технологическом плане, однако , в ряде случаев уступают им по алгоритмическим решениям, наукоемкос-ти и адаптивности к российской аппаратуре и методическому исследовательскому режиму изучения месторождений при обосновании геологической модели, подсчетных параметров и т.п.

Во всех приведенных системах решается глобальная задача оптимальной методики разработки и эксплуатации месторождения с использованием данных промыслово-геофизических исследований скважин, сейсморазведки, анализа параметров разработки. Эти системы предусматривают на входе разнородную информацию, полностью проз-талонированную, а самое главное, предусмотрена довольно жесткая регламентация методик анализа и интерпретации, которой рекомендуется придерживаться всем пользователям во всех случаях. Приведенные достоинства в условиях российских нефтяных предприятий, условий неметрологированных измерений и в то же время наличия глубоких отечественных разработок в области интерпретации ГИС, сейсморазведки и промысловых данных превращаются в недостатки указанных систем и заметно сдерживают их победное шествие на российском рынке консалтинговых услуг.

Следует отметить, что все приведенные зарубежные интегрированные системы обработки и интерпретации практически полностью игнорируют знания по региону, зоне, площади, по которым ведется анализ. Это связано с единообразной схемой интегрированного анализа в этих системах в среднем везде верной, а в частности неверной в каждом конкретном случае и с непродуманной системой адаптации для получения адекватной модели.

Качество подготовки запасов к разработке оценивается соотношениями промышленных категорий, суть которых состоит в разной надежности определяемых подсчетных параметров. В развитых нефтяных странах в мире, в том числе и в России используется примерно одинаковый вероятностный подход к категории запасов нефти и газа, позволяющий классифицировать запасы по понятийно одинаковым критериям, один из вариантов которого отражен и в инструкции ГКЗ.

Наиболее приемлем, по-мнению автора, при оценке геологических

запасов, подход учитывающий основные законы распредления неодно-родностей в масштабе залежи, предложенный Л.Б.Берманом . Суть подхода заключается в том, что пласты коллекторов, залежь, разделяются на обоснованные группы однородных совокупностей, внутри которых распределение подсчетных параметров нормальное со своим средним и дисперсией. В этом случае погрешность оценки запасов углеводородов способом квазиоднородной модели может быть найдена, как сумма дисперсий оценки соответственно геометрического объема залежи и средней величины приведенной объемной нефтегазонасьпцен-ности. Такой подход практически переводит подсчет геологических запасов углеводородов в область обоснованного инженерного расчета. Однако, субъективная ситуация была такова (и она и не изменилась, что при подсчете и пересчете балансовых запасов российские нефтяные компании, в большинстве своем, не используют классификационные подходы. Цель, стоящая перед компаниями, ведущими подсчет запасов, - это получить или подтвердить лицензии на территорию месторождений, с одной стороны, а с другой выгодно разместить акции компании на международных фондовых биржах. И поэтому на современном этапе проявляется двойственность позиции компаний: с одной стороны - выгодно обосновать минимально гарантированные запасы в ГКЗ, с другой - провести аудит запасов для зарубежных инвесторов по максимальным оценкам. Поэтому, сегодня также нет объективных предпосылок к инженерным оценкам запасов. Однако, динамика развития общества потребует в ближайшие годы обоснованных инвестиционных проектов в разработку месторождений углеводородов. В этом случае потребуется оценка достоверности подсчета запасов тем или иным способом. Поэтому автором в последующих главах диссертации приводится концепция и основы методики оценки погрешностей подсчетных параметров при подсчете запасов общепринятым неклассификационным способом, заключающаяся в подготовке по каждой залежи или региону общих закономерностей изменения подсчетных параметров по разрезу, которые и являются базой сравнения для определяемых подсчетных параметров и оценки погрешности. Все методики оценки эффективности разведки и разработки опираются на величину балансовых запасов и их погрешность, при этом очевидно, что основные погрешности связаны с неадекватностью геологической и гидродинамической моделей залежи углеводородов. Соответственно в меньшей степени на суммарную погрешность влияют подсчетные параметры: эффективные толщины, нефтегазонасыщенность, пористость. Поэтому,

основным вопросом технологии обработки и интерпретации промысло-во-геофизических данных является интегрированный анализ всех скважин месторождения с учетом всех промысловых объектов. Оценка неоднородности в масштабе залежей, закономерное расположение стратиграфических промысловых объектов по абсолютной глубине с учетом положения межфлюидных контактов позволяет выявить основные систематические погрешности в геологической и гидродинамической моделях:

- не правильную разбивку стратиграфических объектов,

- блоковую' структуру залежи,

- разьединение или обьединение объектов в залежи ,

- систематические изменения ФЕС по латерали и т.п.

Только в этом случае геологическая и гидродинамические модели гарантированы от принципиальных систематических погрешностей и соответственно выбраны оптимальные режимы разработки.

Пересчет запасов и утверждение их в ГКЗ производится в случае существенного изменения геологической модели и эксплуатационных характеристик в процессе доразведки и разработки месторождения. В США пересчет запасов нефти и газа проводится ежегодно, это связано с ежегодным докладом от каждой компании в Комиссию США по ценным бумагам и биржам. Классификация запасов, принятая во многих странах, в основном аналогична классификации США. В основе этой классификации заложена схема, предложенная в 1960 годы консалтинговой фирмой ММ (ДеГольера и Мак-Нотона). Таким образом в настоящее время тенденция размещения акций нефтяных и газовых российских компаний на мировых фондовых биржах для получения дополнительных инвестиций, влечет за собой ежегодный аудит запасов отечественных месторождений в соответствии с классификацией США и других стран. Происходит сближение понятий категоричности запасов по инструкции ГКЗ и зарубежных классификаций. Это влечет за собой не только требование мониторинга текущих запасов, но и мониторинга процесса разработки, выявления не вовлеченных в разработку пластов, участков залежей, технологических особенностей эксплуатации, существенно влияющих на экономику добычи.

В работе приводятся основные направления исследований по созданию технологии определения текущих запасов нефти и газа, заключающиеся в интегрированном анализе результатов построения геологической модели залежей по данным промыслово-геофизических данных, контроля продвижения межфлюидных контактов и оценки текущих

коэффициентов нефтегазонасыщенности по данным ГИС в обсаженных скважинах с учетом региональных и локальных гидродинамических и геодинамических закономерностей свойств коллекторов нефтегазовых месторождений. Для реализации интегрированного анализа скважинной геоинформации при подсчете начальных и текущих запасов и контроля процессов разработки делается вывод о необходимости создания компьютерных систем и баз знаний и интегрированных методик определения параметров залежей на всех этапов разведки и разработки месторождений.

В второй главе рассмотрены основы компьютерной технологии интегрирования скважинной геоинформации при подсчете запасов месторождений нефти и газа. Приводится концепция построения системы специализированных АРМ"Подсчет" и макетная версия, созданная, как единый проект под руководством автора и Ф.З.Хафизова, при участии Фельдмана А.Я., В.Х.Ахиярова, Гильберштейна П.Г., Пороскуна В.И., Аракеляна В.А., Петерсилье В.И. Приводится подробное описание основной стартовой версии, состоящей из системы АРМ'ТИС-Подсчет", созданной под руководством Полякова Е.Е., Фельдмана А.Я. и АРМ"Акустика" - под руководством автора и Ищенко В.И.

С 1992 по 1997 годы во ВНИИГеосистем были созданы макеты целой серии автоматизированных рабочих мест (АРМ) - "Петрофизика", "Лаборатория", "Геомодель", "КИН", "Электронное дело скважины" и т.д., в рамках проекта системы, предназначенной для подсчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа.В качестве субподрядчиков выполняли работы коллективы ВНИГНИ, ВНИИГИК, КФ ВНИИГеосистем, РФ ВНИИГеосистем под руководством Аракеляна В.А., Петерсилье В.И., Топоркова В.Г., Богданова С.Д.., Мамяшева В.Г.Проект реали-зовывался параллельно создаваемой в Англии системе Tigris,

При создании Геосистемы в рамках Министерства геологии СССР было открыто целевое финансирование на разработку системы Подсчет в составе первоочередной системы АРМ, необходимых для пускового комплекса. В результате в организациях субподрятчиках впервые в России была создана система автономных АРМ .связанных между собой форматами обмена данных.

Измерительные АРМы. АРМ-Лаборатория создан под руководством В.Г.Мамяшева в ЗапСибВНИИгеофизике и ВНИИгеомсистем и состоит из АРМов: литология, физика пласта, нефтевытеснение, петрофизические исследования, анализы нефтей, хромотография, газоконденсатные

исследования, анализ воды. В настоящее время наибольшее расп-рстранение получил в АО Тюменьпромгеофизика и его филиалах.

Каротажный вычислительный комплекс ПВК1 разработан в ВНИИгео-систем и МП Геокомп под руководством Махмутова С.М., изготавливался в МП Геокомп по руководством Наумова М.Г. Этот вычислительный комплекс предназначен для регистрации и первичной обработке геофизической информации в составе каротажной станции, регистрирует медленно- и быстропротекающие процессы - стандартный комплекс ГИС, высокоинформативный специальный комплекс ГИС (ИННК, АКШ, АКВ, СГК, ЯМК и т.п.).Получил широчайшее распространение во всех геофизических экспедициях Министерства геологии и в ряде геофизических предприятий Минтопэнерго и Газпрома.

АРМ - электронное дело скважины (АРМ-ЭДС) создан по техническим требованиям ВНИИгеоинформсистем в его калужском филиале и СНИИГГИМСе под руководством В.Д.Свиньина. АРМ предназначен для нефтегазоразведочных экспедиций при документальном сопровождении строительства глубоких скважин на нефть и газ. АРМ-ЭДС условно относится к первой группе АРМов, так как выполняет функции как измерительные, так и интерпретационно-информационные (например, обработка результатов опробования скважин). Не получил широкого распространения в связи с бурным развитием офисных программных средств.

Интерпретационные АРМы. АРМ - петрофизик "Сапфир" создан под руководством В.Г.Петерсилье коллективами ВНИГНИ, ВНИГИКа, ВНИИгеоинформсистем. Он предназначен для формирования фильтрационно-емкостной модели коллектора по данным полного комплекса стандартных и специальных исследований керна, потребляет информацию из измерительного АРМа - лаборатория, обменивается с АРМом - интерпретатор ГИС. Получил широкое распространение в интерпретационных геофизических службах нефтяных компаний.

АРМ - АКУСТИКА"Пакет-ВК" - пионерская разработка на ПЭВМ, предназначен для опеспечения обработки полного волнового пакета данных широкополосного АК. Создан под руководством Ищенко В.И. и Полякова Е.Е., при участии Фельдмана А.Я., Красавина С.А. во ВНИ-ИГеосистем и АО Ресурс-М. Результатом работы системы является расчет фазовых и интервального времени вступления различных типов волн (Р, Б, Ь), определение фазовых амплитуд и энергий пакета для заданного типа волн. Все отмеченные параметры по каждому типу волн определяются одновременно. Входными данными являются бинар-

ные файлы полученные при копировании и редактировании полевых МЛ и дисков. Ввод данных цифровой регистрации с МЛ на 1ВМ-РС осуществляется программой считывания и редактирования для каждого типа регистраторов. Полученные результаты обработки АРМ АКУСТИКА записываются в формате АРМ ГИС-Подсчет.

АРМ - интерпретатор ГИС (АРМ ГИС-Подсчет) создан во ВНИИгео-систем с участием коллективов УкрНИГРИ, КОМЭ, ТТЭ, МГК, ПГУ. По структуре построения системы он развивает концепцию системы Подсчет- СМ на ПЭВМ РС/АТ под руководством Полякова Е.Е. и Фельдмана

A.Я. Интерпретатор ГИС применяется при автоматизации операций и анализе данных ГИС, выполняемом геофизиком-интерпретатором каротажных материалов при формировании литологической модели, выделении коллекторов и оценке ФЕС. Основные функции АРМа: интегрированный анализ и комплексная интерпретация данных стандартных и специальных ГИС, керна, опробования, с целью определения подсчет-ных параметров залежей; анализ и обобщение результатов обработки ГИС по группе скважин для каждого объекта исследуемого месторождения или группы месторождений; подготовка и выдача результатов обработки, интерпретации и интегрированного анализа в заданном пользователем виде, в том числе в форме, соответствующей требованиям ГКЗ. При совместном внедрении с АРМ"Акустика" получил распространение более, чем в 30 производственных и научных организациях. АРМ'ТИС-Подсчет", Петрофизическая база знаний и АРМ"Акусти-ка" составили стартовую версию интегрированной системы АРМ"Подс-чет".

Модельные АРМы. Предполагалось, что будут представлены серией АРМов, входящих в АРМ - подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа (АРМ-Подсчет), разрабатываемых под руководством

B. А. Аракеляна и В.И.Пороскуна. Модельные АРМы должны были быть представлены модулями построения моделей: структурно-тектонической, продуктивного горизонта, резервуарной, пласта. В результате был создан АРМ "Геомодель", реализующий картопостроение до уровня подсчетных планов, карт эффективных толщин и т.п. Получил ограниченное распространение. В 1996 г по техническому заданию автора была создана более совершенная версия "Геомодель - 2" по руководством Филькинштейна М. Я. (ВНИИГеосистем). АРМ "Геомодель" позволяет воплотить в виде карты кровли объекта, эффективных толщин и т.п. идею геолога, руководящего подсчетом или пересчетом запасов с точки зрения региональных представлений об особенностях

осадконакопления и закономерностей распространения фаций для исследуемого геологического объекта. Сравнительный анализ, выполненный при подсчетах запасов Северо-Юрьевского, Кынского,Верхне-Лур-пейского месторождений Западной Сибири показывает хорошую сходимость карт , полученных системой "Геомодель" с ручными построениями под "идею", выполненными опытными геологами.АРМ находится на стадии внедрения.

Был создан также АРМ "КИН"по оценке и обоснованию коэффициента извлечения нефти по руководством БогдановаС.Д.В АРМ КИН гидродинамические расчеты выполняются по квазитрехмерной профильной модели. Схематизация геологического строения пластов учитывает характер насыщения флюидами и осуществляется на основе трехмерной корреляции разрезов скважин. Функционально АРМ КИН состоит из блоков схематизации геологического строения, гидродинамических расчетов динамики технологических показателей разработки, технико-экономического обоснования выбора расчетных вариантов. Не получил широкого распространения, в основном используется во ВНИГНИ авторши разработки.

При проведении текущих промыслово-геофизических работ по изучению разрезов скважин на производстве уже сейчас эксплуатируются более десятка отечественных и зарубежных систем обработки данных ГИС. Дополнительно в ряде организаций используются автономные программные пакеты, не реализующие полный технологический цикл интерпретации каротажа, но позволяющие успешно решать отдельные методические и производственные задачи.

Все эти обрабатывающие комплексы могут существенно отличаться по функциональным и техническим возможностям, их назначению и перечнем решаемых ими проблем. Кроме того различается и аппаратная база этих комплексов, начиная от используемого процессора и кончая всем спектром вспомогательных периферийных устройств. В работе приводится методика объективной оценки качества, функциональных и технологических возможностей различных систем обработки и интерпретации данных ГИС. Представленная методика позволяет сопоставлять альтернативные системы обработки на разной по классу базовой технике ЕС и СМ ЭВМ, IBM PC/XT/AT, Workstation и т.п.

Проведенный в диссертации анали. существующих систем обработки каротажных материалов и применяемых в процессе интерпретации компьютеризированных технологий решения различных промысло-

- 20 -

во-геофизических задач позволил выявить следующее:

1. В последнее время все большее значение приобретает.не автоматическая обработка ГИС с помощью чисто вычислительных процедур, а интерактивный процесс интерпретации, выполняющийся под управлением квалифицированного специалиста. Именно такой подход позволяет получить качественные решения многих задач,

тобенно в разрезах сложного геологического строения и в малоизученных отложениях.

2. Безусловно, технологии пакетной обработки также широко применяются при решении отдельных практических задач, но их применению предшествуют серьезные методические исследования, выполняемые в неформальном стиле. Как показывает опыт, выработка методик интерпретации и графов обработки и вызывает основные затруднения и требует главных затрат времени и сил геофизиков-интерпретаторов.

3. Современный уровень средств вычислительной техники, в первую очередь их графические возможности, позволяют интерпретатору работать с материалом в привычном "визуальном" стиле, когда человек в отличие от ЭВМ оперирует не с числами, а с графическими образами и моделями. В связи с этим все большее число высококвалифицированных геофизиков включаются в полной мере в процесс автоматизированной интерпретации, и с их помощью реализуются все более сложные и интеллектуальные схемы анализа и обработки каротажных данных,

4. Общая доля времени, связанная с анализом исходных материалов и полученных результатов, выбором методик и путей решения конкретных задач уже сегодня превышает "процессорное" время, затрачиваемое на выполнение счетных операций. При этом практически не ощущается разница в использовании процессоров различного класса - начиная с уровня тактовой частоты компьютера примерно 100 Мгц, реальное время всего технологического цикла интерпретации данных по скважине не зависит от класса вычислительной техники, а определяется только технологией обработки, скоростью реакции интерпретатора и качеством программных средств.

Исходя из всего вышеизложенного были сформулированы следующие принципы проведения сопоставления между собой различных систем автоматизированной обработки ГИС:

1. Рассматриваемые системы должны быть достаточно полными и иметь программное обеспечение всего цикла интерпретации данных

ГИС. При этом необходимо выполнение дополнительных общих требований к системам обработки, которые приводятся в последующих разделах.

2. Сравнивать имеет смысл не результаты выполнения отдельными программами методной обработки или комплексной интерпретации данных ГИС, а результаты всего технологического цикла решения тестовых геологических задач.

3. Тестовые задачи должны включать в себя использование не только счетных процедур, но и элементов анализа материалов и неформальных операций, выполняемых в "свободном" стиле.

4. Методы решения тестовых задач должны быть сформулированы организаторами на смысловом уровне. Реализация решения этих задач осуществляется специалистами, хорошо освоившими сравниваемые системы, с помощью любых программных средств сопоставляемых комплексов.

5. Результаты выполненной обработки по решению тестовых задач должны представляться в твердых копиях в виде таблиц, планшетов и графических приложений, обосновывающих полученные результаты.

6. Критерием сопоставления может служить общее время, затраченное на решение поставленных задач, при условии хорошего качества полученных результатов.

В третьей главе приводится методология использования петрофи-зической базы знаний при подсчете запасов углеводородов. Показано, что петрофизическая база знаний является основой интегрированного анализа геоинформации при подсчете запасов углеводородов. Это обусловлено тем, что полный набор петрофизических исследований выполняется далеко не на каждом объекте. Однако, в каждом нефтегазоносном регионе существует свой ряд нефтегазоносных комплексов со своими закономерностями изменения геолого-геофизических параметров в зависимости от их стратиграфической приуроченности, глубины и термобарических условий залегания. Эти закономерности изменения параметров могут служить основой для прогнозирования недостающих петрофизических зависимостей на конкретных изучаемых объектах. Однако на практике недостающие зависимости обычно заимствуются с ближайшего изученного объекта-аналога, без их системного анализа и учета выявленных закономерностей. К тому же не формализована методика идентификации объектов-аналогов.

Нефтегазоносные объекты Западно-Сибирского региона в целом достаточно широко исследованы с точки зрения петрофизического изучения. Однако, несмотря на то, что анализом петрофизических связей занимались целый ряд исследователей( Ахияров В.Х., Ирбе H.A. .Соколов М.С., Лигус Е.В., Анпенов C.B., Леонтьев Л.И., Хабаров В.В., и др), научных и производственных коллективов, исчерпывающего систематического описания всех имеющейся зависимостей и моделей, их классификации по районам и типам отложений в настоящее время не существует. Использующиеся в практике справочники и каталоги петрофизического обеспечения далеко не полны и не соответствуют сегодняшним возможностям и потребностям компьютерных технологий обработки и интерпретации ГИС. Следует отметить и наметившийся в последние годы дефицит высококвалифицированных отечественных специалистов, способных на основании своих знаний и опыта найти и обосновать наиболее приемлемые петрофизические модели для целей комплексной интерпретации системы "керн-ГИС-опробование".

Настоящая работа направлена на создание компьютеризированной базы знаний регионального петрофизического обеспечения интерпретации данных ГИС для нефтегазовых объектов масштаба Западной Сибири, Тимано-Печорской провинции и т.п. Интегрированный анализ геоинформации в цепочке керн-ГИС-сейсморазведка-промысловые исследования для получения фильтрационно-емкостной модели залежи проводится со знаниями, полученными на предыдущих этапах комплексной интерпретации (или интегрированного анализа) более коротких цепочек (например, керн-ГИС, ГИС-опробование, ГИС-сейсморазведка).

Высказанные соображения определяют стратегию разработки соответствующих баз знаний, содержащих результаты двухуровневого (двухмасштабного) интегрированного анализа для последующего объединения в сеть для выполнения многоуровневого интегрированного анализа. Предлагается в качестве критерия для районирования и классификации по районам и типам отложений петрофизических зависимостей по Западной Сибири использовать условия осадконакопле-ния коллекторов и особенности постседиментационных преобразований. Основы такого подхода были заложены в работах Ахиярова -В.Х.

Информационное наполнение базы знаний петрофизических зависимостей строится на трех уровнях иерархии.

На локальном уровне (месторождение, залежь, продуктивный пласт) информационной основой системы служит полный набор уста-

новленных закономерностей, моделей и зависимостей, традиционно представлявших петрофизическое обоснование при подсчете запасов нефти и газа по каждому изучаемому объекту.

На зональном уровне осуществляется группирование изученных локальных объектов по однотипным петрофизическим зависимостям и набору дополнительных признаков с выделением однотипных территорий, отдельных стратиграфических или каких-то иных комплексов.

На региональном уровне концентрируется геоинформация, отражающая общие закономерности, в том числе и геодинамические изменения геолого-геофизических свойств продуктивных отложений.

При практической работе с геоинформацией на разных уровнях исследований существует тип зависимостей, характерный для соответствующего уровня. Для регионального уровня это модели типа "керн-глубина", "опробование-глубина", "керн - керн": ФЕС -Г (глубина, литология); Опробование - ^глубина, лит); керн -Г(керн, лит)- параметр пористости, насыщения и др.. Для зонального - это модели типа "ГИС-ГИС" -флюидальная(гидродинамическая) модель, "опробование - ГИС", "керн - ГИС". На локальном уровне присутствуют все типы петрофизических моделей.

Основной принцип взаимодействия геоинформации в базе знаний -это выбор моделей от большего уровня интегрирования к меньшему, т.е. от региональных или зональных моделей к локальным.

Проведенный в диссертации анализ петрофизической информации и технологии ее использования в разрабатываемой системе позволил выделить несколько основных форм представления данных, необходимых для функционирования системы в целом:

- собственно петрофизические зависимости, представленные в виде таблиц отсчетов полученных эмпирических связей, либо в виде аналитических выражений с дополнительным описанием области определения аргументов и возможных логических условий;

- макеты графических отображений для каждой зависимости или их комбинаций (групп), описывающие координатные оси и шкалы графиков, цветовое отображение (образ) каждой кривой и их подписи;

- информационно-справочное приложение к каждой зависимости, описывающие ее происхождение (источник информации), область и условия применения, степень опробования, достоверность и т.п.;

- иерархию объектов и петрофизических зависимостей по уровням исследований (региональный, зональный, локальный);

- картографическая информация, описывающая территориальное

деление региона на нефтегазоносные области, комплексы, зоны, объекты, схемы распространения продуктивных отложений и т.п.;

- типовые сценарии и графы обработки решения основных задач анализа и обработки данных ГИС.

В качестве подсистемы геофизического информационного обеспечения для отработки общей схемы функционирования системы используется база данных "АРМ-ГИС-Подсчет", но интерфейс с ней выполнен в специальном, "разорванном" виде, что позволит в дальнейшем без особых затруднений использовать любую другую базу данных ГИС. Пользовательский интерфейс работы с картографической информацией осуществляется с использованием системы " Мар1пГо" и/или "беоггарЬ" Программный комплекс состоит из следующих компонент:

1. Редактор для начального'заполнения базы петрофизических зависимостей исходной информацией, ведение этой базы (пополнение, коррекция, удаление, архивирование), подготовка таблиц каталога данных, инструментальные средства для специалиста-технолога, выполняющего заполнение системы первичной информацией и подготовку макетов отображения этих данных для работы конечного пользователя.

2. Система "Мар1пГо" осуществляющая пользовательский интерфейс работы с географическими картами:

- создание электронных региональных географических карт с выделением на них нефтегазоносных областей, зон, пластов, отдельных месторождений нефти и газа;

- создание, ведение и редактирование информационной системы таблиц атрибутивных данных, связанных с выделенными географическими объектами;

- управление масштабированием изображений и послойном представлении всей исходной географической информации;

- осуществление выбора и поиска объектов на карте с отображением результатов в таблице атрибутивных данных и наоборот, выбор объектов вручную по таблицам или на основе задания запросов по условию или макетам с отображением результатов на карте;

- вывод твердых копий карт.

3. Комплекс программ в рамках АРМ'ТИС-Подсчет", предназначенных для работы пользователя геофизика. Позволяет осуществлять просмотр подготовленных графических материалов, получать числовые отсчеты с имеющихся зависимостей, накладывать на зависимости фактические каротажные данные и результаты обработки данных ГИС,

производить вычисления и математические преобразования геофизических данных с привлечением зависимостей.- Основные функции этой подсистемы следующие.

Анализ выбранной зависимости. Производится визуально в графическом виде на экране монитора. Анализ включает в себя возможность получения с помощью выбранной зависимости числовых характеристик функции при заданных геофизиком априорных исходных данных. Этот режим может быть использован, например, для экспресс-оценки подсчетных или интерпретационных геофизических компонент системы обработки, параметров по изучаемому объекту без детальной обработки и интерпретации промыслово-геофизических материалов. В частности, таким образом можно оценить среднюю пористость пластов-коллекторов по имеющимся закономерностям изменения Кп с глубиной для конкретных геологических отложений и типа коллектора.

Таким образом, на примере конкретной прикладной петрофизи-ческой базы знаний можно сформулировать следующие общие функции базы знаний геоинформации:

- географо-навигационный инструмент;

- инструмент ввода, контроля, преобразования, хранения и поиска уравнений, геофизических изображений, констант, описаний;

- средства обработки и переобработки данных, изображений и описаний по графам, хранящимся в базе знаний (процедура обработки проводится посредством обмена с базой данных);

- средства визуализации.

Формирование коллекторских свойств пород, вмещающих залежи углеводородов, находятся в тесной зависимости как от условий их осадконакопления, так и от особенностей постседиментационных преобразований. Именно поэтому эти факторы были взяты критерием для предварительного районирования и классификации по районам и типам отложений петрофизических зависимостей по Западной Сибири. Подтверждение ряда выделенных районов производилось по данным однородности петрофизических зависимостей для тех границ, где распределение месторождений по площади и их изученности позволяет получить необходимую статистическую достоверность. В качестве основной зависимости было выбрано уравнение параметра пористости, ин-тенгрированно описывающее особенности ФЕС коллекторов. Указанное районирование проведено совместно с Ахияровым В.Х. и Киргинцевой Г.А. В работе приводятся картографические слои в "Мар1пГо" в виде схемы районирования петрофизических зависимостей территории За-

падной Сибири для тюменских, васюганских, ачимовских, неокомских и сеноманских отложений.

В заключении раздела приводится методика оценки достоверности результатов подсчета запасов на основе базы знаний. Оценка достоверности результатов подсчета запасов может производиться только по споставлению полученных результатов оценки подсчетных параметров с альтернативными оценками, полученными на основе установленных региональных и локальных закономерностей, хранящихся в базе знаний.

Основные вопросы, требующие тестирования, при использовании разных альтернативных методик обработки и интерпретации по разным разрезам и площадям Западной Сибири связаны с адекватным определением коэффициента пористости и нефтегазонасыщенности по данным ГИС. Предлагается в качестве эталона выбирать-скважину, вскрывающую продуктивные отложения от сеномана до юры, и для соответствующих обьектов определить распределение коэффициентов пористости. Скважину подобрать таким образом, чтобы в разрезе пористость менялась закономерно с глубиной от 0.3 до 0.14 для соответствующих литологических разностей. • В комплексе ГИС в эталонной скважине должен быть в наличии следующий комплекс ГИС: РК, ЭК, АК и др. методы на выделение литологических разностей и коллекторов. Такая эталонная скважина позволит перекрыть возможный диапазон порис-тостей и соответствующих литологических разностей, при этом закон изменения пористости по скважине будет подчиняться региональным закономерностям.

Если по альтернативным методикам будут определены значения пористости во всех объектах адекватно разрезу, то они в общем должны в пределах-погрешности повторить общую закономерность. В противном случае будут определены систематические смещения для соответствующих глубин. Входной информацией для альтернативных методик будут модальные значения прористости для соответствующих обьектов. Например, в качестве эталона по Верхне-Пурпейскому месторождению была выбрана разведочная скважина 93, вскрывающая 25 продуктивных обьектов от сеномана до юры. Пористость в газонасыщенных обьектах определялась по методике Фоменко В.Г. по данным АК и ПС, в нефтенасыщенных по методике "треугольной" палетки по данным РК(НКТ,ГК) Для настройки методик определения пористости использовался керн, отобранный в скважине 93, и в целом по месторождению. Для всех продуктивных обьектов по разрезу скважины была

установлена закономерность изменения ФЕС с глубиной и ее дисперсия. Следует отметить, что характерной особенностью полученной палетки, является ее полное совпадение с обобщенными закономерностями для Западной Сибири Ахиярова В.Х. Это подтверждает правильность выбора эталонной скважины и оценок пористости в ней.

Оценка достоверности определения УЭС и соответственно нефтега-зонасыщенности производится на основе сопосталения полученных результатов с эталонными гидродинамическими моделями. Это делается лишь в том случае, если нефтегазонасыщенность определялась традиционным способом. В этом случае будут выявлены все систематические погрешности в зависимости от используемых програмных средств, вмещающих пород и мощности коллекторов. Анализ положения фактических значений нефтегазонасыщенности на палетках позволит принять следующие решения:

- определение нефтегазонасыщенности правильное,т.к. подавляющее большинство определений лежит в пределах палетки и подчиняется установленной закономерности,

- определения нефтегазонасыщенности систематически смещены, однако, подчиняются общей закономерности.Следует найти причины систематических смещений и настроить свою методику определения УЭС,

- определения нефтегазонасыщенности систематически смещены и противоположны установленной закономерности с глубиной до контакта - образуются "качели". В этом случае необходимо принципиально менять методику определения УЭС.

Аналогичные решения принимаются и при анализе оценок пористости относительно палетки с глубиной. Следует отметить, что при анализе оценок пористости и нефтегазонасыщенности не следует стремиться к безусловному совпадению оценок внутри палеток (они тоже имеют случайную погрешность), главное чтобы все значения определений лежали внутри палеток и повторяли общие закономерности.

В четвертой главе приводятся составляющие интегрированного анализа скважинной геоикформации - компьютерные методики определения подсчетннх параметров нефтегазовых залежей.

В этом разделе приводится интегрированная компьютерная методика сбоскозакзет положения залэжей углеводородов и меяфжидных контактов, основанная на интегрированном аналяе всех обьектоз по всей залекам и всей скважинам местсро/й^.ения. По характеру зависимости УЭС или влажности от глубины можно судить о наличии или от-

сутствии гидродинамической связи между исследуемыми пластами по месторождению в целом или по отдельным его блокам. Всякое отклонение от общей зависимости УЭС№) от глубины требует объяснения с точки зрения отдельных залежей, связанных с тектоническими или иными причинами. Именно поэтому площадной анализ зависимости УЭС(У/в) от глубины, положения ВНК и ГЖК позволяет существенно уточнить первоначальную геологическую модель месторождения. Площадной анализ различных геофизических параметров, положения ГВК, ВНК, ГНК, данных керна и испытаний реализуется с помощью интегрированной системы АРМ "ГИС Подсчет". В этой системе с момента разработки была предусмотрена возможность работы сразу с несколькими (всеми) скважинами по месторождению. Эта возможность системы позволяет накопить информацию по площади и сразу, по мере поступления новых данных, использовать всю имеющуюся информацию для анализа. Такой анализ особенно важен на первых этапах изучения месторождения, когда данных еще очень мало и необходимо использование сразу всей имеющейся ирформации, а чаще всего информации с месторождений аналогов или да "базы знаний", чтобы разобраться в геологической модели месторождения. Методика исследования месторождения с использованием интегрального анализа данных ГИС заключается в следующем:

1. Анализируются петрофизические зависимости. Эти зависимости могут быть получены по керновым данным с использованием результатов испытаний или взяты с месторождений аналогов. По ним оцениваются критические значения для водоносных пород.

2. Проводится нормировка и калибровка используемых данных ЭК и РК по реперным и опорным пластам.

3. Строится первоначальная литологическая модель и оцениваются емкостные свойства коллектора.

4. По всем залежам исследуемого месторождения по ЭК анализируется зависимость Ив и/или 1е(УЭС) от абсолютной отметки (а.о.) для коллекторов с лучшими ФЕС.

5. Прогнозируются ВНК и ГЖК по критическим значениям для водоносных пород.

6. Анализируется зависимость Ив - Г(Н) и 1г(УЭС) - Г(Н) для каждого пластопересечения во всех исследуемых горизонтах.

7. Производится группирование скважин с близкими значениями а.о. ВНК и ГЖК по площади, исходя из гипотезы преимущественно горизонтальных контактов и интегрирование полученных результатов со

- 29 -

структурной картой по данным сейсморазведки.

8. Формируется уточненная модель месторождения (массивная; пластовая¡тектонически экранированная; литологически экранированная и т.п.).

Общий принцип вцделенмя межфлгеидных контактов состоит в интегрированном анализе распределения по абсолютной глубине заведомо водоносных и нефтегазонасищенных коллекторов( по данным ГИС и опробованию) и коллекторов со вскрытым контактом по всем скважинам исследуемой залежи.

Суть интегрированной компьютерной методики выделения межфлюидных контактов заключается в предварительной класификации всех объектов по всем скважинам месторождения заведомо нефтегазонасыщенных, водонасыщенных и объектов со межфлюидным контактом, а затем в интерактивном режиме при расположении объектов по абсолютной глубине поиска соответствующих положений контактов - ВНК, ГВК, ГНК.

В этом же разделе рассматривается компьютерная методика определения пористости коллекторов в терригенных разрезах на основе многокомпонентной модели песчано-глинистого разреза, использующая любую комбинации методов РК и АК. Эта методика получила широкое опробование при подсчете запасов на месторождениях Западной Сибири. Петрофизическая модель имеет следующее описание.

Структурная глинистость, представляющая собой макроскопические скопления глинистого материала в виде отдельных включений, линз, слоев. К этому типу глинистости относятся и пелитизирован-ные полевые шпаты. Объемное содержание такого глинистого материала (Сгт) определяют относительно объема породы в целом.

Поровое пространство скелета породы, объем которого равен Кп.ск (скелетная пористость).

Минеральный скелет породы коллектора, объем которого (Уск) относительно объема породы в целом составляет:

^ск - (1 - Кп.ск)-(1 - Сгт).

Рассеянная глинистость (Сгр), заполняющая часть скелетной пористости, объем которой (Угр) составляет:

Угр - Сгр(1 - Сгт).

Флюид, насыщающий оставшуюся часть скелетной пористости,

- 30 -

объем которого (V) составляет:

Уф - (Кп.ск " Срр)•(1 - Сгт)•

Общее содержание флюида (Кп - пористость) в объеме скелетной пористости и в порах рассеянной и структурной форм глинистости, пористость которых соответственно равна Кп.гр и Кп.гт составляет:

Кп " (Кп.ск ~ Срр + Сгр'Кп.гр)'(1 " Сгт) + Срт'Кгт

Таким образом, компонентная модель коллектора предназначена прежде всего для определения его пористости. Кроме того, знание характера распределения глинистого материала позволяет оценить его влияние на удельное электрическое сопротивление коллектора и его нефтегазонасыщенность.

Опыт автора по использованию комбинированных алгоритмов с настройкой петрофизических уравнений на данные керна, накопленный при многочисленных компьютеризированных подсчетах запасов, показывает, что хороших результатов в оценке пористости можно достичь используя именно простые линейные алгоритмы за счет корректного масштабирования радиоактивного и акустического каротажа по всему разрезу всех скважин исследуемой залежи, на основе понятных "треугольных" интерфейсов анализа устойчивости и допустимых ограничений двухмерных решений соответствующих уравнений и, наконец, на основе динамического сопоставления искомой пористости и компонент с соответствующими параметрами априорно известными (по керну или из региональных, зональных или локальных зависимостей параметров от глубины). Основы методики "треугольной" палетки, которая заложена в соответствующий интерфейс, были разработаны Я.Н.Васиным и В.А.Новгородовым , ее развитие за счет увеличения количества уравнений и исключения априорно задаваемых параметров - автором диссертации совместно с И.А.Карповой. Наиболее критичным при решении систем линейных уравнений с соответствующим количеством неизвестных является качественное масштабирование данных НКТ (НТК), ГГК, АК, ГК, которое следует производить с использованием серии опорных интервалов по количеству не менее 5 по литологическим разностям на существенно различных глубинах. В этом случае даже при единстве литологии за счет закона уплотнения возможно получение тарировочных зависимостей типа НКТ - Р(НКТ) для разных сква-

лин, выбирая одну из них за эталонную. Оценка достоверности определений пористости осуществляется по керну или с использованием геодинамической закономерности изменения пористости, выбранной из базы знаний.

При определении пористости с использованием выше приведенной методики в терригенных отложениях в породах с неоднородным строением (тонкое переслаивание, глинистые включения, и т.п.) встает задача установления количества компонент, оказывающих значимое влияние на измеряемый параметр ГИС (рп, <£, ДЛГк. ЛТР), и их пет-рофизических параметров. Такая информация позволяет повысить достоверность интерпретационной модели исследуемых отложений не только при оценке их пористости, но и насыщенности по данным ГИС и керна. До настоящей методики эти вопросы решались , как правило, по результатам анализа плотности распределения измеряемых на керне параметров (Кп, Кп Пр. ЛТР и т.п.) и в общем случае из решения систем линейных уравнений. Однако решение таких систем возможно лишь при соответствующих измерениях на водонасыщенном керне - водородсодержания, радиоактивности, плотности, скорости продольных волн и т.п., что в реальных условиях встречается редко. В связи с этим авторами были проанализированы существующие лабораторные методы исследования керна и выявлены способы решения указанных задач на основе направленного изменения насыщенности образцов керна и измерении его УХ (это производится практически всегда) при сохранении прочих параметров пористостой среды неизмененными. Рассмотрим предложенное решение задач на примере измерения продольного и поперечного УЭС керна при гидродинамическом воздействии на него (центрифугировании). Для стандартных центрифуг гравитационный дренаж насыщенных водой образцов керна происходит в поле ускорений, превышающих в 2 раза ускорение поля земного притяжения, при этом величина капиллярного давления в образцах пород может достигать кгс/см2. При таких градиентах давления водонасыщенность песчаных и алевритовых разностей уменьшается до величины, близкой к содержанию остаточной воды. В глинах и сильноглинистых алевролитах этого градиента давления недостаточно, чтобы изменить водонасыщенность среды. В основе разработанной методики заложено предположение о наличии в исследуемой среде двух компонент - песчаной и глинистой, которое проверяется по соответствующему алгоритму, и факт невозможности отгона воды из глинистой компоненты. Так, из решения прямой задачи по расчету

значений продольного и поперечного УЭС образцов керна при наличии в них переслаивания типа "коллектор-коллектор", "коллектор-неколлектор" при изменении насыщенности было установлено, что наиболее информативным для решения задачи о характере переслаивания является сопоставление продольного УХ - рп|1 с поперечным УЭС - рпх при различных значениях водонасыщенности - Кв.

Оценка петрофизических параметров компонент в тонкослоистой среде в зависимости от системы измерений УЭС на образцах керна и наличия априорной информации о параметрах насыщения Рн и пористости Рп в песчаных прослоях (или ее отсутствия) решается из соответствующих систем нелинейных уравнений в следующем из трех вариантов:

1 вариант. Проведены измерения продольного и поперечного УЭС керна при изменении его водонасыщенности.

П вариант. Отсутствуют измерения поперечного УЭС. Зависимости Рп пр - Г(Кп пр) и Рн пр - Г(Кв пр) Для песчаного прослоя заранее неизвестны.

Ш вариант. Предполагается отсутствие поперечного УЭС керна и значительно большая априорная информация о свойствах песчаных прослоев в переслаивании.

Наиболее оптимально эта задача решается при измерении продольного и поперечного УЭС керна при гидродинамическом воздействии на него (центрифугировании).

Главным а разработанной компьютерной методике пористости является возможность: во-первых, сразу оценить метрологию используемых методов каротажа по всем скважинам и всем объектам исследуемого месторождения и/или залежи в предположении неизменности свойств компонент модели коллекторов и вмещающих пород; во-вторых, использовать весь керн, имеющийся по месторождению и/или залежи, для настройки методики(при отсутствии керна использовать геодинамические закономерности); в третьих, по специальным исследованиям керна оценить характер неоднородности коллекторов (тонкослоистые, однородные и т.п.)и параметры элементов неоднородности; в-четвертых, выбрать оптимальный вариант комплекса акустического и радиоактивных методов каротажа для исследования скважин при определении емкости коллекторов.

В работе рассматривается разработка универсальной компьютерной методики определения начальной нефтегазоиасыщенности, основанной на построении по данным ГИС гидродинамических(флнидальных) моде-

лей залежей. Проблема определения удельного электрического сопротивления (УЭС) коллекторов и соответственно коэффициента нефтега-зонасыщенности (Кнг) с использованием данных БКЗ волнует интерпретаторов уже около полувека. Это связано с несколькими причинами из которых наиболее существенны следующие: - электрический каротаж до настоящего времени является практически единственным методом в открытом стволе скважины, позволяющим определять с достаточной точностью Кнг коллекторов; - в силу приверженности фундаментальным принципам детерминированного построения геологических моделей залежей по пластам в России не отказались от использования бокового каротажного зондирования(БКЗ); - существенная вертикальная неоднородность разрезов коллекторов и как следствие неконтролируемое влияние вмещающих пород; - наличие разных по диаметру и контрастных по сопротивлению зон проникновения, связанных с несовершенством технологии вскрытия пластов в отечественных условиях; - агрессивные геотехнические условия в скважинах, приводящие к систематическим изменениям регистрации сигналов в аппаратуре и как следствие смещениям в УЭС.

При анализе качества электрического каротажа, определении нефтегазонасыщенности с использованием стандартных связей Рн -Р(Кв) и т.п. очень важное значение играет априорное знание об однородности или неоднородности коллектора. Достаточно часто кол -лекторы в сеноманских, ачимовских отложениях, в тюменской свите и других представлены тонким песчаноглинистым или алевролитоглинис-тым переслаиванием, квазиоднородными в масштабе ГИС, но неоднородными в масштабе керна(толщина прослоев от единиц сантиметров до милиметров). В этом случае при контрастном соотношении УЭС компонент переслаивания на интегральное УЭС, определяемое по ЭК, существенное влияние оказывает доля высокопроводящих "шунтирующих" глинистых компонент. Для их учета встает задача выявления таких неоднородных коллекторов. Определение структуры и строения песчано-глинистых коллекторов по данным ГИС возможно с использованием комплекса электрического каротажа (БКЗ-боковое каротажное зондирование, ИК-индукционный каротаж, БК-боковой фокусированный каротаж, МБК-микробоковсй фокусированный каротаж) и волнового широкополосного акустического каротажа (АКШ), как в совокупности, так и по отдельности.

Для терригенных отложений,' анизотропия(тонкое переслаивание проницаемых и непроницаемых прослоев) которых связана с условиями

формирования этих отложений, наиболее надежно использование комплекса электрических методов БКЗ, БК, ИК. В работе приводится наиболее простой путь выделения горизонтально анизотропных пластов по данным ЭК, в основе которого заложено решение прямой задачи о распределении электрического поля постоянного тока, создаваемого зондами БКЗ и БК в тонкослоистых электрически неоднородных(тонкослоистых) средах, как зоной так и без зоны проникновения (решение уравнения Пуассона с соответствующими краевыми условиями). Было установлено, что в тонкослоистом разрезе (или субгоризонтально-трещиноватом) поперечное УЗС оказывает' наибольшее влияние на данные потенциал-зондов, в меньшей степени градиент-зондов. Продольное УЭС среды оказывает доминирующее влияние на данные бокового фокусированного каротажа. Оптимальным для выделения анизотропных пород является комплекс зондов БК (БКС-2, БКЗ) - Потенциал зонд (А0.5М,А0.7М) и в меньшей степени БК - Градиент зонд (А1М0.1Ы).

Опробование и подтверждение приведенного способа выделения электрически анизотропных пород проводилось в отложениях пластов группы А1-1,А2-3,А4-5 Самотлорского месторождения (пачка А1-1 априорно тонкослоиста, так называемый "рябчик") и в юрских отложениях Талинского месторождения.

Для радиально-проницаемых песчано-глинистых коллекторов, представленных либо тонким переслаиванием алеврито-глинисто-уг-листых материалов, либо трещиноватыми аргиллитами целесообразно использование технологии повторных замеров МБК при смене бурового раствора в , скважине при существенно разной минерализации, т.е. при существенно разных УЭС сменяемых растворов. Радиально-проницаемые породы-коллекторы имеют зону проникновения фильтрата бурового раствора. Электрическая модель исследуемых анизотропных отложений с зоной проникновения для двух сменяемых растворов имеет следующий вид:

1

(1)

Рзп1 1

Ргт РпР®1 РпР®1 1 КвПзп КвПзп

Рзп2

" Сгт(---) + -

Ргт РпР®2 РпРф2

где рэп, р®, ргт - соответственно УЭС зоны проникновения, фильтрата бурового раствора, глинистых прослоев; Сгт - доля глинистых прослоев; Кв.зп ■ водонасыщенность зоны проникновения; Рп - параметр пористости; индексы 1, 2 относятся к двум состояниям минерализации пласта.

При неизменности значений параметров Кв.зп. Рп и ц - коэффициента смешения и (рФ1 > рФг) из уравнений (1) и (2) следует, что ДЛЯ однородных пород (Сгт - 0) Рзп1/Рзп2 - р®1/р®2. Для монолитных глин Сгт - 1 и Рзп1/рзп2 - 1■ Значение р3п1/Рзп2 или, что то же самое рмБК1/РМБК2 с увеличением СГт изменяется от рф1/р®2 до 1, и критерием разделения однородных и тонкослоистых (анизотропных) пачек являются следующие соотношения:

РМБК1/РМБК2 - р®1/р®2 - однородные породы;

РМБК1/РМБК2 < Рф1/Р®2 - анизотропные породы;

РМБК1/РМБК2 - 1 - однородные неколлекторы.

Автором совместно с Ищенко В.И. и Циером Ю.М. по результатам решения волнового уравнения, выполненных для трасверсально-изот-ропной среды, пересеченной скважиной, в цилиндрических координатах, показано, что плоскость сдвиговых деформаций, возбуждаемых волной Лэмба-Стоунли в околоскважинном пространстве, ориентирована в плоскости, перпендикулярной радиусу от оси скважины. Поперечные Б волны являются обменными на границе скважина-пласт и распространяются как скользящие волны, плоскость сдвиговых деформаций в этом типе волн близка к горизонтальной относительно оси скважины. Различная ориентировка сдвиговых деформаций волн Лэм-ба-Стоунли и поперечных позволила на этой основе создать методику выделения трешиноватых (или тонкослоистых) пород по данным волнового широкополосного акустического каротажа (АКШ).

Реализованная автором совместно с Шаповал Н.В. многоваркант-ная технология определения УЭС пластов-коллекторов различной толщины предназначена для изучения сопротивления терригенных разрезов, характерных для районов Западной Сибири, и базируется на геофизических и обслуживающих программах АРМ "ГИС Подсчет". Программы обеспечивают определение УЭС пластов по различным комплексам зондов с формированием результирующих значений УЭС по всему разрезу и оценкой качества входных данных и полученных результатов. Графы (последовательность программ) реализуют логику интерпретатора, отдающего предпочтение при оценке УЭС конкретного пласта тому или иному комплексу зондов из имеющегося типового комп-

лекса, включающего боковое каротажное зондирование, боковой каротаж и индукционный каротаж с использованием программ, следующих авторов - Шеин Ю.Л., Пантюхин В.А., Кнеллер Л.Е., Потапов А.П., Красножон М.Д., Зунделевич С.М.:

EKAR - ELES - KIEV - RGPZ - BIRP и обеспечивает определения УХ по различным комплексам зондов и формирование результирующих оценок УЭС выделенных пластов. Однако, оценка достоверности определений УХ указанными программами с использованием в качестве эталона гидродинамической модели залежи пластов БУ 8-12 Уренгойского месторождения показал, что случайная погрешность определения нефтегазонасыщенности длч пластов с мощностью < 3 метра при наличии зон проникновения составляет 50Х, при мощности >- 3 метра не более 25Z.

Поэтому была разработана компьютерная технология определения нефтегазонасыщенности, основанная на установлении по ряду скважин месторождения закона изменения Кнг с глубиной от предельно насыщенной зоны залежи к недонасыщенной и водоносной по данным определений УЭС по многовариантной методике для пластов с мощностью большей 3 м при наличии адекватных петрофизических моделей Рп-Кп, Рн-Кв, Rn-wb и определений Кп и Сгл по комплексу РК-АК . Компьютерная технология определения нефтегазонасыщенности после установления вышеприведенных закономерностей и принятия межфлюидных контактов сводится к получению палеток зависимости Кв - F(Kn) в предельно насыщенной зоне и Wb - F(Kn или Сгл ,D) или Кв - F( Кп или Сгл , D) в переходной зоне ( D - расстояние до ВНК или ГВК , Сгр - содержание рассеянного глинистого материала ). Особенность этой методики в том, что погрешность оценки нефтегазонасыщенности не зависит от мощности исследуемых пластов.

Впервые только по керну похожий подход был предложен В.И.Пе-терсилье по результатам капилярометрии с использованием формулы Н. Т.Бурдайна. Более достоверный подход к оценке нефтенасьпценнос-ти автором применялся при подсчетах запасов по месторождениям Верхне Пурпейскому, Кынскому, Северо-Юрьевскому, Рио до Бу (Бразилия). Анализ размеров и насыщенности фактических переходных зон и расчетных показал, что в ряде случаев уравнение Н.Т.Бурдайна недостаточно адекватно описывает переходную зону. При пересчетах запасов старых месторождений, как правило, вообще не проводились капилярометрические работы на керне и информация о фазовых прони-цаемостях отсутствует. Однако, получение общих фактических зако-

номерностей изменения влажности с глубиной в пределах каждой залежи и установление межфлюидных контактов позволяет практически без априорных предположений получить по данным электрического и ■радиоактивного каротажа фактическую модель(палетку) насыщенности переходной зоны. Особенно важно то, что модель получается несмещенная с минимальной дисперсией за счет использования только мощных пластов (толщиной более 3 м) с использованием всех скважин залежи и аналогичных моделей по выше и нижележащим залежам. Необходимым условием получения такой модели является адекватность оценок УЭС в мощных пластах, пористости и глинистости по данным РК, АК и петрофизических зависимостей УЭС с насыщенностью. Как минимум по лабораторным анализам керна должна быть информация о пористости и содержании остаточной воды, полученная по той или иной методике(центрифугирование, капилярометрия, сушка, экстракция и т.п.). Поэтому первым и главным этапом универсальной методики определения нефтегазонаеыщенности является достоверная многовариантная оценка УЭС пород-коллекторов в пластах, толщиной не менее 3 м. Анализ случайных погрешностей оценки нефтенасыщенности по стандартной методике с использованием УЭС во всех исследуемых тонкослоистых интервалах и по разработанной автором, показал соответственно следующие значения погрешностей в оценках Кнг(стандартная методика - 20Х, разработанная - 10%)

В заключении раздела приводится компьютерная методика определения текущей нефтегазоиасщенностн при контроле за разработкой месторождений углеводородов. При определении текущей нефтегазона-сыщенности необходимо создание исходной интегрированной гидродинамической (флюидальной) модели насыщенности зон недонасыщения залежей углеводородов по данным достоверного комплекса ГИС в открытом стволе для получения базы сравнения и последующего восстановления положения межфлюидных контактов в любой вновь пробуренной скважине или при повторных замерах в колонне, после расформирования зоны проникновения(независимо вскрыла или нет данная скважина межфлюидный контакт). При этом следует отметить, что оценка текущей насыщенности имеет смысл при ее изменении в процессе отбора газа или нефти, и эта модель является первоначальной базой сравнения для текущей насыщенности. Поэтому все более актуальным становится применение альтернативных геофизических технологий контроля за разработкой, позволяющих решать поставленные проблемы в полном объеме. Наиболее эффективным методом изучения насыщенности приск-

важинной зоны продуктивных пластов при пресных пластовых водах, и технического состояния эксплуатационных скважин является, широкополосный волновой акустический каротаж АКШ(АКВ), волновые сигналы которого в обсаженных скважинах содержат информацию не только о состоянии колонны, но и позволяют оценить акустические свойства продуктивных пластов. В режиме многократных акустических исследований обьектов информационная составляющая волновых сигналов определяется сопоставлением фоновых и контрольных измерений относительно базовой модели насыщенности. Таким образом, возникает возможность определения текущей нефтегазонасыщенности и положения межфлюидных контактов в эксплуатационных обсаже.нных скважинах. Физические и теоретические принципы решения этих задач на основе анализа волновых сигналов АК разработаны профессором О.Л.Кузнецовым, а затем развиты другими отечественными и зарубежными исследователями. Принципиально важным является установленный инверсионный характер изменения скоростей и затухания продольных и поперечных волн при изменении характера насыщения коллекторов. В целом, принципы разделения водо-(в'), нефте-(н), и газо-(г) насыщенных коллекторов при равных'литоструктурных факторах и пористости определяются соотношениями продольных (Р) и поперечных (Э) волн по скоростям (V) и коэффициентам затухания (а1):

Урв > Урн > Ург ; а1рв < а1рн < а1рг ;

Убв < Уэн < Узг ; а1БВ > а1эн > а1БГ .

Лабораторные эксперименты, проведенные автором на образцах керна, позволили разработать методику интерпретации динамических параметров волновых пакетов. Схема экспериментальной установки разработана Поляковым Е.А. В кубический бассейн размером 1мЗ помещался стандартный образец керна с разной степенью насыщения (создавалась" центрифугированием). На расстоянии, достаточном для создания плоского ■ фронта продольной волны, помещался точечный электроискровой излучатель, образец контактировал с точечным, практически безинерционным, пьезокерамическим приемником. Были проведены исследования изменения коэффициента поглощения при замещении воды в порах породы нефтью на образцах керна сцементированных коллекторов. Эти исследования на частотах 80-240 кГц были проведены с помощью измерителя поглощения ультразвука на образцах песчаника и глинистого песчаника из месторождений Тима-но-Печорской провинции. Коллекторы с водонасыщенностью Кв характеризовалась коэффициентом увеличения поглощения:

«нп

Рнак - - ,

«вп

где «нп и «вп - величины поглощения продольных волн в коллекторах нефте- и водонасыщенных. Одновременно, в образцах определялась скорость продольных волн в указанном диапазоне частот и находилась величина коэффициента уменьшения скорости при замещении в порах образцов воды нефтью по формуле:

Урнп Рну--,

Урвн

где Урнп и Урвп - величина скорости продольных волн в коллекторах нефте- и водонасыщенных. Значения поглощения на частоте 20 кГц определялись из Фурье-преобразования волновых пакетов путем экстраполяции данных о поглощении в диапазоне частот 80-240 кГц. По результатам исследований на керне и по данным интегрированного анализа данных волнового акустического каротажа, электрического каротажа и петрофизических связей для Заполярного, Спорышевского и др. месторождений были сделаны следующие выводы: - логарифм коэффициента увеличения поглощения энергии продольных волн - Рнак в песчано-глинистых коллекторах возрастает с увеличением их нефте-насыщенности по закону, близкому к линейному, и тем больше, чем выше частота продольных колебаний, и при Кн - 0.6 значения Рнак не менее 1.5, при уменьшении скорости Р волны в результате замещения воды нефтью для тех же значений Кн изменение РнУ, полученного по кинематическим параметрам, незначительно(не более 10%). Наиболее важным моментом в получении параметра насыщения по энергии волн является выбор окна в котором производится оценка энергии - исключение из рассмотрения зон интерференции Р и Б волн.

Основой компьютерной методики является обработка полного волнового акустического сигнала и определения кинематических и динамических параметров Р и Б волн по обоим каналам прибора АК. Такая обработка выполняется с применением программных средств АРМ "Акустика" и АРМ "ГИС Подсчет". В результате обработки в базе данных (БД) этого комплекса формируются кривые и пластовые данные интервального времени, амплитуды, энергии и коэффициентов затуха-

ния в заданных областях (выбранных фазах) Р и Б волн. Одновременно, в БД АРЫ "ГИС Подсчет" производится обработка стандартного комплекса ГИС с определением коэффициентов пористости, рассеянной и слоистой глинистости, водо- нефте- и газонасыщенности коллекторов. Такая интерпретация проводится по всему стандартному комплексу ГИС на основе методик, выработанных для отложений изучаемого типа.Подготавливается геодинамическая модель залежи, как база сравнения. Далее производится настройка данных АК на результаты определения Кв, Кн, Кг по стандартному комплексу с целью построения петрофизических зависимостей типа Рнак-Г(Кв), где Кв - коэффициент водонасыщенности пластов, определенный по данным стандартного комплекса ГИС, а Рнак - значения одного из интепретаци-онных параметров ВАК. Для построения адекватных моделей насыщенности необходимо использовать для настройки данные ВАК в тех обсаженных скважинах и интервалах, где водонасьпценность соответствует начальной, и полностью произошло расформирование зоны проникновения.

В газовых залежах корректное нормирование стационарных радиоактивных методов позволяет /существенно дополнить данные волнового акустического каротажа, тем более, что исторически повторные замеры по НТК на ряде газовых месторождений насчитывает более 20 лет. Автором совместно с Фельдманом А.Я., Федоровой Е.А. и Панте-левым Г.Ф. на основании исследований Бермана Л.Б. и Неймана В.С. была разработана компьютеризированная методика оценки текущей газонасыщенности по временным замерам НК в АРМ "ГИС-Подсчет" с использованием информации по не менее, чем двум опорным пластам коллекторов с Кп >- 0.15 с известной насыщенностью, определенной тем или иным способом (как правило по данным ЭК) в открытом стволе скважины на момент вскрытия пласта. Учет изменения водородсо-держания газа при падеиии давления осуществляется получением ос-редненной закономерности Р1 - в пределах куста скважин, в том числе с входящей наблюдательной ( Р1 - текущее пластовое давление газа, Ь - время с момента разработки). Программа обработки данных временных замеров НТК (РЖ) ( АРМ'ТИС Подсчет") предназначена для определения текущей газонасыщенности терригенных коллекторов по каждому из исследуемых замеров.

Экспериментальные исследования нелинейных законов фильтрации за счет начальных градиентов давления, проведенные автором в разные годы в интервале 20 лег на керне и по каротажу полностью

подтвердили идею необходимости учета при подсчете запасов и разработке газовых месторождений коллекторов с начальным градиентом давления, а для этого предварительного экспериментального определения величины начального градиента давления на керне, отобранном из скЕажин на РНО. Анализ индикаторных зависимостей при фильтрации через образцы пород сеноманских отложений Уренгойского ГКМ(скв.127) газа, воды и конденсата показал, что величина начального градиента для одного и того же образца пропорциональна вязкости фильтрующегося агента. Для пород переслаивания величина начального градиента по газу находится в пределах 0,13-1,82 кгс/см2. Для сильноглинистых алевролитов по газу v - 6 кгс/см2, а по конденсату v - 200 кгс/см2, что соответствует соотношению вяз-костей фильтрющихся агентов. Сопоставление результатов измерений предельного градиента давления для различных образцов керна показывает, что начальный градиент для пород переслаивания, состоящих из песчаника и сильноглинистого алевролита, определяется его долей в этих породах. Наличие в породах переслаивания глинистых прослоев (100% водонасыщенных) исключает возможности фильтрации как для газа, так и для жидкости.

По результатам временных наблюдений по данным нейтронного каротажа в процессе разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения в наблюдательной скважине 130 было установлено, что коллектора с начальным градиентом давления отдают газ в импульсном режиме через вмещающие коллектора с улучшенными ФЭС без начального градиента давления. Это связано с тем, что по мере падения давления газа в залежи на границе(в кровле и/или подошве) коллекторов с начальным градиентом давления и вмещающих коллекторов с улучшенными ФЕС возрастает величина перепада давления и при его превышении над начальным градиентом начинается отдача газа из ухудшенных коллекторов, пока перепад не станет меньше начального градиента.

Пятая глава посвящена опробовано технологий 5<нтегрззро-вгнного анализа сиважинноЯ гесикОораацни при подсчете запасов на месторождениях нефти и газа. Приводятся практические результаты опробования технологии подсчета геологических запасов в терриген-ных разрезах Западной Сибири и в карбонатных отложениях Прикаспия и ТПП. Компьютерная технология подсчета геологических запасов углеводородов с использованием системы АРМ "Подсчет", в составе

АРМ'ТИС-Подсчет", АРМ"Акустика", петрофизическая база знаний, АРМ'Теомодель", АРМ"КИН" опробована в полном объеме в терригенных отложениях сеномана, неокома и юры Западной Сибири на месторождениях Кынское, Северо-Юрьевское, Верхне-Пурпейское.В этих месторождениях за счет применения компьютеризированной технологии интегрирования скважинной геоинформации существенно повышена достоверность оценки подсчетных параметров залежей. Компьютерная технология оценки подсчетных параметров в карбонатных отложениях с использованием гидродинамических(флюидальных) моделей опробована на компьютерных макетах-аналогах в системе "Подсчет-СМ" на Астраханском ГКМ и Северо-Сарембойском нефтяном месторождении. Компьютерная технология определения текущей насыщенности через колонну по данным волнового акустического каротажа опробована по ряду скважин месторождений Западной Сибири - Самотлор, Уренгой, Заполярное, Спорышевское и Бразилии - Рио-до-Бу ; по данным стационарного нейтронного каротажа в сеноманских отложениях Уренгойского месторождения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате теоретических расчетов, экспериментального моделирования, опытно-методических исследований при подсчетах запасов нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, Прикаспия и Тимано Печорской провинции научно-обоснована, создана, опробована и внедрена компьютеризированная технология интегрирования скважинной геоинформации при изучении параметров нефтегазовых залежей. В итоге проделанной работы получены следующие основные результаты:

1. Разработана компьютерная технология интегрирования скважинной геоинформации нефтегазовых залежей в рамках системы "Подсчет" в составе: АРМ'ТИС-Подсчет", АРМ"Акустика", база петрофизических знаний. Технология опробована при подсчете и пересчете запасов терригенных отложений сеномана, неокома и тюменской свиты Западной Сибири - Сугмутского, Кынского, Северо-Юрьевского и Верх-не-Пурпейского месторождений, меловых отложений Рио-до-Бу Бразилии, карбонатных отложений Астраханского газоконденсатного и Се-веро-Сарембойского нефтяного месторождений.

2. Разрабслана методика оценки достоверности результатов подсчета и пересчета запасов нефтегазовых залежей на основе сопоставления полученных результатов с альтернативными, установленными через региональные, зональные и локальные закономерности, хранящиеся в базе знаний.

3. Установлены общие закономерности изменения продуктивности коллекторов с глубиной по данным электрического и радиоактивного каротажа практически без привлечения априорных предположений. Построены модели(палетки) насыщенности переходных зон, которые легли в основу универсальной компьютерной методики определения нефтегазонасыщенности в тонкослоистых терригенных коллекторах.

4. Разработана компьютерная методика обоснования межфлюидных контактов на основе интегрального распределения по абсолютной глубине заведомо водоносных и нефтегазонасыщенных коллекторов и коллекторов со вскрытым контактом.

5. Разработана компьютерная методика определения пористости неоднородных глинистых коллекторов на основе многокомпонентной модели по любой комбинации данных радиоактивного (НГК,НКТ,ГК,ГГК) и акустического(АК) каротажа.

6. Разработана компьютерная методика определения параметров компонент переслаивания и их доли на керне, по результатам моделирования на керне динамического изменения насыщения при одновременном измерении физических свойств и решения соответствующей системы нелин¡иных уравнений по количеству циклов моделирования.

7. Разработана новая методика выделения тонкослоистых коллекторов по данным ТИС. В методике используется информация о УЭС зоны проникновения, получаемая по БМК на ПЖ с разными сопротивлениями, и о кинематических параметрах волн Лэмба-Стоунлй и поперечных волн, получаемых при волновом акустическом каротаже. Методика позволяет установить вертикальную и горизонтальную слоистость и трещиноватость.

8. Разработана компьютерная методика определения текущей насыщенности по данным волнового акустического каротажа при его ре-

гистрации "в обсаженной скважине. Технология опробована в скважинах Самотлорского, Уренгойского, Заполярного, Спорышевского месторождений Западной Сибири, а также месторождения Рио-до-Бу Бразилии.

9. Разработаны следующие принципы тестирования систем автоматизированной обработки ГИС :

- рассматриваемые системы должны быть достаточно полными и иметь программное обеспечение всего цикла интерпретации данных ГИС;

- сравнивать необходимо весь технологический цикл решения тестовых геологических задач;

- тестовые задачи должны включать в себя использование не только счетных процедур, но и элементов анализа материалов и неформальных операций, выполняемых в "свободном." стиле;

- методы решения тестовых задач должны быть сформулированы на смысловом уровне;

- критерием сопоставления служит общее время, затраченное на решение поставленных задач.

10. Установлено, что для пород переслаивания в сеноманских отложениях Уренгойского ГКМ величина начального градиента по газу находится в пределах 0,13-1,82 кгс/см2. Для сильноглинистых алевролитов по газу V - 6 кгс/см2, а по конденсату V - 200 кгс/см2, что соответствует соотношению вязкостей фильтрующихся агентов. Начальный градиент для пород переслаивания, состоящих из песчаника и сильноглинистого алевролита, определяется его долей в этих породах.

11. Применение разработанной компьютерной методики определения текущей газонасыщеннссти по данным повторных замеров нейтронного каротажа, позволило установить, что коллекторы с начальным градиентом давления газа при разработке отдают газ в пульсирующем режиме через вмещающие коллекторы, не имеющие начального градиента давления.

12. Основные специализированные АРМы интегрированной системы "Подсчет" - АРМ'ТИС-Подсчет" и АРМ"Акустика" внедрены в разные годы более чем в 30 научных и производственных организациях России, Украины и Казахстана. Среди них: ТТЭ Тюменьгеология, ГГП

"Тюменьпромгеофизика" с ее филиалами, МП"ИНФИНГ", АО Ноябрьскнеф-теразведочное предприятие, ГГП Центргеофизика, ПО"Коминефтегеофи-зика", А0"Саратовнефтегеофизика", Сервисная компания Петроальянс, Варьеганское управление геофизических работ, ОАО"СибНАЦ", АО"Сур-гутнефтегаз", А0"Севергазгеофизика", А0"Капининградгеофизика, ВНИИГеофизика, ВНИИГеосистем, ВНИГНИ, ВНИГИК, ВНИИГАЗ, ТюменьВНй-ИГипрогаз, ГАНГ им.И.М.Губкина, МГУ, Тюменский индустриальный институт, Мангыстауская ЭГИС, Атырауская ЭГИС, Актюбинская ЭГИС, ПГО'Турьевнефтегеология" , АО Геотзкс, КазНИГРИ, КОМЭ, УкрНИГРИ.

Основное содержание диссертации отражено в следующих публикованных работах и авторских свидетельствах:

1. Резистиметр для определения продольного удельного сопротивления крупногабаритного керна . Недра, Прикладная геофизика 93,

1978.

2. Решение задачи сохранности кернов слабосцементированных пород при отборе их с использованием безводного раствора на нефтяной основе . Бурение 21, ВНИИОЭНГ 1979 (соавторы А.М.Будимиров, Ф.Ф.Равилов)

3. Установление зависимости параметра насыщения от коэффициента водонасыщенности в пластовых условиях. Экспресс-информация ЬИЭМС 21, Серия: Региональная, разведочная и промысловая геофизика

1979.

4. Определение удельного электрического сопротивления образцов пород с остаточной водонасыщенностью. Экспресс-информация ВИЭМС 16, Серия: Региональная, разведочная и промысловая геофизика 1979.

5. Установление сохранности остаточной воды в керне, отобранном из скважин, пробуренных на безводном буровом растворе. ОНТИ ЗНИ-ИЯГГ Сб.Ядерная геофизика при подсчете запасов нефти и газа 1979.

6. Выделение в керне однородных интервалов с помощью лабораторных микроустановск. Недра, Разведочная геофизика 89, 1980.

7. Оценка объемной влажности сеноманских отложений по данным волнового диэлектрического каротажа . Экспресс-информация ВИЭМС 7, Серия: Региональная, разведочная и промысловая геофизика 1980(соавторы В.В.Лихачев).

8. Роль вязкости в нелинейных эффектах. Газовая промышленность 5, 1980 (соавторы В.Г.Петров, М.А.Пешкин).

9. Уточнение подсчегных параметров нефтегазоносных отложений по данным анализа каротажа и керна, отобранного из скважин, пробуренных на безводных нефтяных растворах. Тезисы докладов Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов МИНХ и ГП, 1982.

10. Методика изучения тонкослоистых пород-коллекторов нефти и газа по данным электрометрии. Тезисы докладов 11 научно-технической конференции молодых специалистов Тюменского геофизического треста. Тюмень 1982.

11. Методика комплексной интерпретации данных 'радиоактивного, акустического и электрического каротажа в тонкослоистых разрезах. Тезисы докладов областной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов. г.Тюмень 1984 (соавторы В.А.Новгородов).

12. Комплексное использование специальных стандартных исследований керна и ГИС при изучении отложений свиты Красноленинского свода. Тезисы докладов областной научно-практической конференции Изд. НТО "Горное", ЗапСибВЙИИГеофизика. г.Тюмень 1985 (соавторы М.Г.Злотников, В.А.Новгородов, М.И.Афанасенков.).

13. Методика оценки на образцах керна из водонасыщенных интервалов распределения УЭС в зоне проникновения. Тезисы докладов областной научно-практической конференции Изу НТО "Горное", Зап-СибВНИИГеофизика. г.Тюмень 1985 (соавторы В.Ю.Тимин)

14. Методика выделения тонкослоистых пород-коллекторов и оценки петрофизических параметров компонент переслаивания. Тезисы докладов областной научно-практической конференции, г.Тюмень 1986 (соавторы Ю.М.Циер, М.В.Романова).

15. Контроль подсчетных параметров залежей нефти и газа по результатам специальных петрофизических исследований керна. Прикладная геофизика 117, Недра, 1987 (В.А.Новгородов, Е.А.Поляков, Г.А.Киргинцев).

16. Методика комплексной интерпретации данных радиоактивного, акустического и электрического каротажа в тонкослоистых разрезах. Разведочная геофизика, 1990 (соавторы В.А.Новгородов).

17. Перспективы развития бокового каротажа. Геология нефти и газа 7, 1991(соавторы Я.Н.Басин, Н.Т.Бондаренко, И.И.Зефиров).

18. Выделение тонкослоистых коллекторов на основе использования специальных геофизических исследований. Прикладная геофизика

- 47 -

вып.123, 1993(соавторы В.А.Новгородов, В.И.Ищенко).

19. Концепция проектирования нефтегазогеологических АРМом печат. Разведка и охрана недр 12 1991(соавторы Ф.З.Хафизов, Я.Н.Васин, Е.В.Шумихин).

20. Методика определения УЭС остаточной воды. Деп.в ВИНИТИ 1995 (соавторы Д.Е.Поляков).

21. Методология создания геолого-геофизической базы знаний при компьютеризированной технологии изучения нефтегазоносных провинций. Геофизика 3 1996 (соавторы В.Х.Ахияров, Ф.З.Хафизов, А.Я.Фельдман).

22.Методика сопоставления автоматизированных систем обработки и интерпретации данных ГИС. Геофизика 5-6, 1996 (соавторы А.Я.Фельдман) .

23. Компьютерная методика определения компонентного состава коллекторов и их пористости по данным ГИС в терригенном разрезе. Геофизика 2, 1996 (соавторы В.А.Новгородов, И.А.Карпова).

24. Компьютеризированная технология подсчета запасов нефти и газа. Геоинформатика 4-5, 1996 (соавторы В.Х.Ахияров, А.Я.Фельдман, И.А.Селезнев).

25. Новые промыслово-геофизические технологии контроля результатов разработки месторождений углеводородов печат. Геоинформатика

4-5, 1996 (соавторы В.Х.Ахияров, М.Л.Микин, В.Н.Крутин и др.).

26. Геоинформационная основа контроля разработки месторождений углеводородов. Тезисы докладов семинара-совещания "Пути повышения эффективности ГИС при разведке, эксплуатации и подсчете запасов месторождений нефти и газа Западной Сибири" г.Тюмень, ЕАГО 1997 (соавторы А.Я.Фельдман, А.В.Жардецкий).

27. Компьютерная технология обработки и интерпретация геолого-геофизической и промысловой информации от уровня скважины до интегрирования по залежи. Тезисы докладов семинара-совещания "Пути повышения эффективности ГИС при разведке, эксплуатации и подсчете запасов месторож-дений нефти и газа Западной Сибири" г.Тюмень, ЕАГО 1997 (соавторы В.Х.Ахияров, А.Я.Фельдман, Ф.З.Хафизов, и др.).

28. К районированию петрофизических зависимостей для месторождений Западной Сибири. Геофизика 2 1997 (соавторы Г.А.Киргинцева).

29. Технология мониторинга нефтегазовых залежей по результатам комплексной интерпретации данных ГИС, включая волновой акустический каротаж. БЕЗ Сборник тезисов Международной геофизической

конференции и Выставки (SEG) Москва 1997 г.(соавторы А.Я.Фельдман, В.Г.Фоме нко, A.B.Жардецкий).

30. Компьютеризированная технология подсчета запасов. Каротажник 34 г.Тверь. 1997 г.(соавторы А.Я.Фельдман, В.Х.Ахияров,

A.В.Жардецкий).

31. Методика сопоставления интегрированных систем интерпретации геолого-промысловых данных. Каротажник 34 г.Тверь, 1997 г.(соавторы А.Я.Фельдман).

32. Применение широкополосного акустического каротажа для определения характера насыщения и ФЕС коллекторов через колонну. Каротажник 33 г.Тверь, 1997 г(соавторы А.Я.Фельдман, В.И.Ищенко, Е.А.Федорова).

33. Компьютеризированная технология интерпретации данных ГКО на основе использования петрофизической базы знаний. Каротажник 35 г.Тверь, 1997 г (соавторы В.Х.Ахияров, А.Я.Фельдман).

34. Компьютерная технология определение удельного электрического сопротивления в компьютерной технологии АРМ ГИС-Подсчет. Геофизика 1997 (соавторы Н.В.Шаповал).

35. Компьютеризация геологоразведочных работ на нефть и газ. Геоинформатика 6 1997 г 1(соавторы А.Я.Фельдман, В.Х.Ахияров, Ф.З.Хафизов и др.).

36. Теоретические и экспериментальные исследования по оценке гидродинамической характеристики прискважинной зоны пласта при импульсно-волновых воздействиях. Геоинформатика 6 1997 г.(соавторы В.Х.Ахияров).

37. Способ выделения границ пропластков в цилиндрическом законсервированном керне . В.И. 21 1983 г. Авторское свидетельство СССР 10221000 19S3 (соавторы Н.Ф.Каргова).

38. Способ определения удельного сопротивления зоны проникновения в водонасыщенных породах на образцах керна. Авторское свидетельство СССР 1166040 G 01 3/18 1985 (соавторы Н.Н.Сохранов,

B.Ю.Тимин)

39. Способ добычи нефти печат. Решение о выдаче авторского свидетельства по заявке 3847020/22-03 от 16 июля 1986 г. A.C. 1347544 22.06.19S7 1986 (соавторы Н.А.Савостьянов).

40. Способ определения остаточной водонасыщенности образцов горных пород. A.C. 1698718 15.08.1991 (соавторы В.В.Паникоровский).

Соискатель

Е.Е.Поляков

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Поляков, Евгений Евгеньевич, Москва

/ /

/

Всероссийский научно-исследовательский институт геологических, геофизических и геохимических систем Российской Федерации

ВНИИГеосистем

Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий РАО'Тазпром" ВЕИИГАЗ

КОМПЬЮТЕРИЗИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ИНТЕГРИРОВАНИЯ СКВАЖИНОЙ ГЕОИНФОРМАЦИИ ПРИ ИЗУЧЕНИИ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

На правах рукописи

ПОЛЯКОВ Евгений Евгеньевич

Специальность: 04.00.12 -' методы пои

00.12 - 'Тееские 'оды поисков^ ведки /7/,местЙюждений полезных ископаемых"

\ Диссертация \ на соискание ученой степени доктора геоло)тогййнералогических наук

\

А

Москва - 1998

Оглавление

Введение....................................................... А

Глава 1. Проблемы развития компьютеризированных технологий подсчета запасов углеводородов

1.1 Анализ развития систем автоматизированной обработки данных и интегрированного анализа геолого-геофизической информации ................................................... .2И

1.2 Анализ погрешностей подсчета начальных запасов углеводородов .......................................................31

1.3 Анализ погрешностей и технологий подсчета текущих запасов углеводородов........................................................3&

Глава 2. Основы компьютерной технологии интегрирования скважин ной геоинформации при подсчете запасов месторождений нефти и газа

2.1 Разработка компьютерной системы автоматизированных рабочих мест (АРМ) "Подсчет".................................. 47

2.2 Компьютерное обеспечение интегрирования скважинной геоинформации при подсчете запасов - АРМ "ГИС-Подсчет",

АРМ" Акустика"............................................. 53

2.3 Методика сопоставления автоматизированных систем обработки

и интерпретации скважинной геоинформации......................£6

Глава 3. Методология использования петрофизической базы знаний при подсчете запасов углеводородов.

3.1 Петрофизическая база знаний - основа интегрированного анализа скважинной геоинформации при подсчете запасов углеводородов........................................... &7

(

3.2 Схема районирования Западно Сибирского региона по петро-

физическим зависимостям в базе знаний................... <05

3.3 Оценка достоверности результатов подсчета запасов на

основе базы, знаний...................................... 116

Глава 4. Компьютерные методики определения параметров нефтегазовых залежей.

4.1 Компьютерная методика обоснования строения залежей углеводородов и положения межфлюидных контактов............. 12&

4.2 Компьютерная методика определение пористости коллекторов в терригенных разрезах на основе многокомпонентной модели песчано-глинистого разреза.. .......................

4.3 Компьютерная методика определения начальной.нефтегазона-сыщенности на основе гидродинамических моделей залежей.. 176

4.4 Компьютерная методика определения текущей нефтегазонасы-

/

ценности при контроле за разработкой месторождений углеводородов. ... ........................................... 212

Глава 5. Опробование технологии интегрирования скважинной геоинформации при подсчете запасов месторождений нефти и газа.

5.1 Практические результаты опробования технологии интегрирования скважинной геоинформации при подсчете запасов в терригенных отложениях................................. 262

5.2 Практические результаты опробования технологии интегри-ровайия скважинной геоинформации при подсчете запасов в карбонатных отложениях................................. 294

Заключение................................................' Ъ24

Литература.....................

..................... .. . 327

ч

Введение

1. Актуальность проблемы.

Усложнение геологических задач и структурные изменения в нефтегазовой отрасли требуют дальнейшего развития компьютеризированных технологий подсчета запасов нефти и газа.

Получение лицензий на территории с целью разработки и практически одновременной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений требует от инвестора в идеале компьютеризированной геологической и фильтрационно-емкостной модели залежи. Проектирование новых кустов скважин с учетом динамики разработки и распространения коллекторов в межскважинном пространстве рредполагает компьютеризированный мониторинг интерпретации данных временных замеров геофизических исследований скважин (ГИС), промысловых исследований, положения межфлюидных контактов в виде цифровой модели. Подсчет и многократный пересчет запасов нефти и газа остается одной из наиболее информационно-емких и трудоемких работ, нуждающихся по этой причине в автоматизации.

В настоящее время в России сложилась ситуация, при которой нефтяные компании создают в СЕоей структуре полный технологический цикл от поисково-разведочных работ до■разработки и до завершения эксплуатации. Отечественная практика детальной разведки месторождений и подсчета запасов, проектирования разработки и геолого-промыслового анализа опирается, в основном, на данные бурения с привлечением данных ГИС. Комплексная интерпретация данной геолого-промысловой информации требует значительного количества априорных знаний: общих региональных закономерностей по нефтегазоносным объектам, взаимосвязи параметров, зональных и локальных закономерностей и их взаимосвязей, констант, критериев выделения обьектоЕ, положения межфлюидных контактов, коррелируемых пачек, давления в пласте, температуры и т.п. Анализ всей информации на практике, как правило, проводится для частных задач без учета их ■взаимосвязи и предистории формирования модели региона, зоны, месторождения, пласта.

Реализация любой схемы обработки, интерпретации или интегрированного анализа геоинформации опирается на предварительно пост-

роенные петрофизические модели среды для каждого используемого метода с целью осуществления перехода от измеряемых косвенных параметров к прямым геолого-физическим свойствам исследуемой среды.

Полный набор петрофизических исследований выполняется далеко не на каждом объекте. Однако в каждом нефтегазоносном регионе существует свой ряд нефтегазоносных комплексов со сеоими закономерностями изменения геолого-геофизических параметров в зависимости от их стратиграфической приуроченности, глубины и термобарических условий залегания. Эти закономерности изменения параметров могут служить основой для прогнозирования недостающих петрофизических зависимостей на конкретных изучаемых объектах - именно они и должны составлять петрофизическую базу знаний.

К настоящему времени назрела необходимость в проведении интегрированного анализа на основе специально созданных компьютерных систем, результатов построения геологической модели залежей по данным промыслово-геофизических данных, контроля продвижения межфлюидных контактов и оценки коэффициентов нефтегазоизвдеченин по данным ГИС в скважинах с учетом региональных и локальных гидродинамических и геодинамических закономерностей свойств коллекторов. Для реализации мониторинга запасов и процессов разработки необходимо создание петрофизических и других баз знаний совмещенных с компьютерными системами и методик определения ФЕС коллекторов в оперативном режиме, в том числе в процессе разработки месторождения по данным ГИС в обсаженных скважинах. Развитие инвестиционных проектов в поиск, разведку и разработку месторождений углеводородов, в том числе из-за рубежа, требует получения оценки достоверности результатов подсчета геологических и текущих запасов.

Цель работы - повышение достоверности определения параметров нефтегазовых залежей на основе создания компьютеризированной технологии интегрирования скважинной геоинформации.

Основные задачи исследований:

1. Анализ эффективности использования систем обработки и интерпретации скважинной геоинформации при подсчете запасов месторождений нефти и газа, и мониторинге этих запасов.

2. Анализ современного состояния в оценках систематических и случайных погрешностей параметров нефтегазовых залежей и существующие подходы к интегрированию скважинкой геоинформации. Обоснование требований к компьютерным системам обработки, интерпретации и интегрирования информации при подсчете запасов нефти и газа.

3.Разработка программных средств и методик интегрирования сква-жинной геоинформации на основе систем интерпретации и обобщения разномасштабной геоинформации по региону, зоне, месторождению.

4.Разработка компьютерных методик оценки подсчетных параметров нефтегазовых залежей в системе АРМ'ТИС-Подечет" и оценки их достоверности по геодинамическим закономерностям.

5. Разработка компьютерных методик интерпретации специальных исследований на керне и по каротажу для выявления компонент петрофи-зической модели коллекторов и ее параметров, слагающих продуктивные отложения, и определения величин начальных градиентов давления при фильтрации углеводородов.

6. Опробование компьютерных технологий интегрирования скважинной геоинформации при подсчете запасов месторождений углеводородов в терригенных и карбонатных отложениях в регионах Западной Сибири, Прикаспия и Тимано-Печорской провинции.

При решении приведенных задач автором использовались следующие методики исследований:

- систематизация, обобщение и анализ научно-технической информации и накопленного опыта при подсчетах и пересчетах запасов углеводородов в терригенных и карбонатных отложениях;

- теоретическое и экспериментальное изучение закономерностей флюидонасыщения залежей углеводородов, влияния компонентного состава пород-коллекторов на данные комплекса ГИС, оценки особенностей фильтрации углеводородов в моделированных пластовых условиях;

- моделирование петрофизических параметров продуктивных отложений на ПЭВМ и разработка програмных средств;

- опробование разработанных компьютерных систем и методик при подсчете запасов месторождений нефти и газа.

В результате проведенных исследований автором защищаются следующие научные результаты:

1. Компьютеризированная технология интегрирования скважинной геолого-геофизической информации, включающая:

- систему программных средств(АРМ'ТИС-Подсчет", АРМ"Акустика");

- методологию обобщения петрофизической и геофизической информации;

- компьютерные методики определения подсчетных параметров нефтегазовых залежей(положение межфлюидных контактов, пористость, начальная и текущая нефтегазонасыщенность).

2. Концепция новой компьютерной базы знаний по петрофизике и скважинной геофизике, основанная на трех уровнях интегрирования информации - локальном, зональном, региональном:

На локальном уровне информационную основу составляет полный набор установленных закономерностей, между коллекторскими, физическими (на керне) и геофизическими(скважинными) параметрами по каждому изучаемому объекту(пласту,залежи).

На зональном уровне используется интегрированная информация по локальным объектам, однотипным петрофизическим зависимостям и особенностям, свойственным отдельным стратиграфическим или иным комплексам.

На региональном уровне применяется сконцентрированная информация, отражающая общие закономерности изменения геологических и геофизических свойств в целом по разрезу продуктивных отложений.

Научная новизна диссертационной работы состоит в том, что автором впервые:

Сформулирована концепция новой компьютеризированной технологии, включающей системы АРМ'ТИС-Подсчет", АРМ"Акустика", базу петрофизических знаний, для интегрирования скважинной геолого-геофизической информации при изучении параметров нефтегазовых залежей:

- научно обоснованы и разработаны принципы создания компьютерной базы знаний по петрофизике и геофизике на локальном, зональном и региональном уровнях интегрирования геоинформации;

- развито петрофизическое и методическое обеспечение компьютеризированной технологии интегрирования скважинной геолого-геофизической информации, обоснованы и реализованы обрабатывающие программы интерпретации ГИС в терригенном и карбонатном разрезах;

- сформулированы принципы тестирования компьютерных систем интерпретации данных ГИС и выбора оптимальной системы обработки, при этом в качестве основного критерия тестирования предлагается использовать общее время, затраченное на решение конкретной геологической задачи;

- разработана новая компьютерная методика определения нефтега-зонасьпценности в тонкослоистых коллекторах по данным электрического и радиоактивного каротажа на основе построения гидродинамической модели насыщенности;

- экспериментальными работами на керне установлено, что логарифм поглощения энергии продольных волн в песчано-глинистых коллекторах линейно связан с их нефтенасыщенностью, и разработана компьютерная методика определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического каротажа в обсаженных скважинах;

- при опробованиия компьютерной методики определения текущей газонасыщенности, установлено, что коллекторы с начальным градиентом давления газа при разработке отдают газ в пульсирующем режиме через вмещающие коллекторы, не имеющие начального градиента давления.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

В результате проведенных исследований в терригенных и карбонатных отложениях Западной Сибири и Прикаспия была разработана, опробована и внедрена система специализированных АРМ по основным разделам подсчета запасов, включая компьютерную базу знаний, что позволило повысить достоверность подсчета начальных и текущих запасов месторождений нефти и газа. Компьютерная технология подсчета геологических запасов углеводородов с использованием системы АРМ ТИС-Подсчет" опробована в полном объеме в терригенных отложениях сеномана, неокома и тюменской свиты Западной Сибири на месторождениях Сугмутское, Южное, Кынское, Северо-Юрьевское, Верхне-Пурпейское. Компьютерная технология оценки подсчетных па-

раметров в карбонатных отложениях опробована на компьютерных макетах-аналогах в системе "Подсчет-СМ" при подсчете запасоЕ на Астраханском ГКМ и Северо-Сарембойском нефтяном месторождении. Компьютерная технология определения текущей насыщенности через колонну" по данным еолнового акустического каротажа и/или стационарного нейтронного каротажа и ИННК опробована по ряду скважин месторождений Западной Сибири - Самотлор, Уренгой, Заполярное, Комсомольское, Спорышевское, Красноборского Калининградской области и Бразилии - Рио-до-Бу.

Специализированные АРМ'ТИС-Подсчет", АРМ"Акустика" в разные годы были Енедрены более, чем в 30 организациях, основные из которых по России: ТТЭ Тюменьгеология, ГГП "Тюменьпромгеофизика" с ее филиалами, Ш"ИНФИНГ", АО Ноябрьскнефтеразведочное предприятие, ГГП Центргеофизика, ПО"Коминефтегеофизика", АО"Саратовнефте-геофизика", Сервисная компания Петроальянс, Варьеганское управление геофизических работ, ОАОмСибНАЦ", А0"Сургутнефтегаз", А0"Се-Еергазгеофизика", АСКалининградгеофизика, ВНИИГеофизика, ЕНИИГе-осистем, ВНЙГНИ, ВНИГИК, ВНИИГАЗ, ТюменьВНИИГипрогаз, ГАНГ им.И.М.Губкина, МГУ, МГРИ, Тюменский индустриальный институт; по Казахстану: Мангыстауская ЭГИС, Атырауская ЭГИС, Актюбинская ЗГИС, ПГО'ТурьеЕнефтегеология" , АО Геотэкс, КазНИГРИ; по Украине: КОМЭ, УкрНИГРИ.

Личный вклад автора.

В осноеу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором или под его руководством в институтах: ВНИИ-Геосистем(ранее ЕНИИЯГГ),начиная с 1976г., и ВШИГАЗ - с 1997г.

Автор яелялся ответственным исполнителем научно-исследовательских работ по созданию интегрированной системы АРМ "Подсчет" и алгоритмов ее программного обеспечения и внедрения компьютерной интегрированной технологии интерпретации ГИС-керна-опробования, подсчете запасов ряда месторождений Западной Сибири. Автором предложены и обоснованы принципы оценки достоверности подсчетных параметров, концепция петрофизической базы знаний, принципы тестирования специализированных программных средств, концепция петрофизической базы знаний. Автор проводил экспериментальные исследования на керне по рассматриваемым в диссертации вопросам.

По разделу диссертации по разработке АРМ'ТИС-Подсчет" защище-

на диссертационная работа Фельдманом А.Я., у которого автор был научными руководителем.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на международном симпозиуме БР\/1АХьюстон США 1998г., на научно-практическом семинаре Ассоциации научно-технического и делового сотрудничества по геофизическим исследованиям и работам в скважинах (АИС)"Проблемы качества ГИС"(Тверь, январь 1997г.), на семинаре-совещании ЕАГО"Пути повышения эффективности геологической интерпретации геофизических исследований скважин при разведке, эксплуатации и подсчете запасов месторождений нефти и газа Западной Сибири"(Тюмень, февраль 1997 г.), на научно-практическом семинаре АИС "Новые сейсмоакустические технологии исследования нефтегаз