Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Технология автоматизированных интерпретаций данных ГИС при определении подсчетных параметров глубокозалегающих карбонатных коллекторов (на примере Тенгизского месторождения)

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

Автореферат диссертации по теме "Технология автоматизированных интерпретаций данных ГИС при определении подсчетных параметров глубокозалегающих карбонатных коллекторов (на примере Тенгизского месторождения)"

1 ШЙНОЧРОИЗВОДСТВЕННОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ПО ГЕОФИЗИЧЕСКИМ РАБОТАМ В СКВАЖИНАХ (КПГП "ГЕРС")

На правах рукописи

ГАРАНИН АЛЕКСЕИ БОРИСОВИЧ

ТЕХНОЛОГИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГНС ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ПОДСЧЕТНЫХ ПАРА?ЖТРОВ ГЛУБ0К03АЛЕГАЩИХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ( на примере Тенгизского месторождения )

Специальность 04.00.12 - геофизические метода поисков и

разведки месторождений полезных ископаемых.

АВТОРЕФЕРАТ . диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тверь - 1992

Работа выполнена в Научно-исследовательском-и проектно-' конструкторском институте геофизических исследований КИИГИ, г.Грозный.

Научные руководители : доктор геолого-минералогических наук,

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Сохранов Н.Н. кандидат технических наук Еникееиа Ф.Х.

Ведущее предприятие : ПО "Волгограднефтегеофизика".

Защита диссертации состоится- "_5_" марта 1992г. в 10 час. на заседании Специализированного совета Д071.18.01 в НПГП "ГЕРС" по адресу 170034 г.Тверь, проспект Чайковского,дом 28/2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке БНИГИН НПГП "ГЕРС".

Автореферат разослан "_4_" февраля, 1992г. Ученый секретарь Специализированного Совета, кандидат

профессор Итенберг С.С.; кандидат геолого-минералогических •наук Афанасьев.В.С.

физико-математических наук

.-...ж:

Ь.

1-1.1

и'грТ-.ЦИЙ

-3-

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

актуальность работы. В настоящее время прирост запасов нефти и газа связывается с залегающими на больших глубинах кар-бонаттш! коллектора™. Характерными особенностями таган; отложений являются: многокомпонентный минеральный состав, низкая пористость и сложное строение порового пространства. К такому типу коллекторов приурочены залежи углеводородов в Прикаспийской низменности, в том числе и крупнейшее нефтяное месторождение Тенгиз. Учитывая сложные геолого-технические условия проведения геофизических исследований в скважинах и оценки коллекторов на больших глубинах, задача наиболее полного извлечения геологической информации из данных ГКО становится все более актуальной.

Определяющим фактором повышения достоверности оценки свойств карбонатных толщ является внедрение технологии автоматизированной интерпретации данных ГИС. Это объясняется тем, что только применение ЭВМ позволяет осуществить детальную обработку всей геолого-геофизической информации, при этом реализуются эффективные алгоритмические схемы обработки различных комплексов геофизических данных, осноганные на использовании последних достижений в области теории интерпретации, вычислительной математики и информатики. Указанная проблема до настоящего Бремени не нашла своего достаточного решения.

В связи с этим, разработка эффективной технологии автоматизированной интерпретации данных ГИС, получаемых в карбонатных отложениях, имеет важное научное и практическое значение.

Цель работы. Разработка комплекса эффективных алгоритмов, программ и создание технологии автоматизированной интерпретации данных ГИС, получаемых в сложных карбонатных отложениях, при

-4- ~

выдаче оперативных заключений и определении подсчетных параметров на примере Тенгизского месторождения.

Основные задачи исследования.

1.Изучение особенностей методов обработки, интерпретации и обобщения данных ГКО при определении геологических характеристик глубокозалегающих карбонатных отложений и обоснование требований к технологии автоматизированной интерпретации.

2.Разработка алгоритмов и программ для предварительной обработки данных ГИС и решения систем петррфизических уравнений при оценке коллекторских свойств, компонентногр/состава и насыщенности горных пород.

3.Разработка технологии аЕТОматизированнной интерпретации данных'ГИС при выдаче оперативных заключений и определении подсчетных параметров в разрезах, приуроченных к глубокозале-гащим карбонатным коллекторам.

4.Опробование технологии при определении подсчетных параметров месторождения Тенгиз и других месторождений углеводородов со сходными геологическими условиями.

Научная новизна работы.

1.Разработаны новые способы предварительной обработки каротажных кривых на основе теории цифровой обработки сигналов и распознавания образов, включающие:

- самонастраивающийся способ обнаружения и исправления сбойных данных в числовых массивах каротажных кривых,основанный, на анализе кривой распределения углов,образованных экстремальными отсчета™ с деумя соседними на" кривой;

- способ автоматической увязки каротажных кривых по глубине, основанный на выделении гладкой составляющей из исходных кривых, формировании вектора признаков выделанных фрагментов и

распознавании идентичных по глубине фрагментов на увязываемых кривых.

2.Предложен ноеый способ обоснования шага отбора данных ГМС по глубине, основанный на данных спектрального анализа.

который не приводит к потерям геологической информации при определении непрерывно изменяющихся сеоЙств разреза вдоль скважины, но сокращает время обработки данных ГМС на ЭВМ.

3.Разработан.-,новый способ решения системы нелинейных пет-рофизических уравнений при определении компонентного состава и коллекторских свойств карбонатных пород, основанный на приведении ее к линейному виду в области поиска решения для каждой конкретной точки в разрезе скважины.

Основные защищаемые положения.

1.Техология автоматизированной интерпретации данных ГИС при определении подсчетных параметров глубокозалегагацих карбонатных коллекторов.

2.Комплекс алгоритмов и программ предварител!Ной обработки данных ГМС и решения системы нелинейных петрофизических уравнений.

Практическое значение работы.-

Разработанные алгоритмы, программное обеспечение и технология автоматизированной интерпретации данных ГИС позволяют более эффективно и с большей достоверностью по сравнению с традиционными методами проводить оперативную интерпретацию данных ГИС и определять подсчетные параметры месторождений нефти и газа в продуктивных карбонатных отложениях Тенгизского месторождения. Они могут быть использованы при изучении свойств горных пород со сходными характеристиками.

Реализация результатов работа.

1.Разработан и внедрен в производство Руководящий документ РД 39-4-1336-85 "Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований глубоких скважин". 1935г.

2.Разработана, передана в производство и включена в ГосФАП СССР "Подсистема автоматизированной интерпретации геофизических исследований глубоких скважин АИШГС/АСОИГИС", 1985г.

3.Выполнен цикл работ по обработке данных ГИС при определении подсчетных параметров по месторождению,Тенгиз, которые защищены в ГКЗ с отличной оценкой, получены педечетные параметры по Королевскому месторождению и ряду месторождений Сирийской Арабской республики.

В настоящее время подсистема АИГИГО/АСОИГИС применяется в ПО "Волгоградгеофизика",П0 "Грознефтегеофизика", ПО "Узбекгеофи-зика" при оперативной интерпретации данных ГИС, в НШГИ при выполнении научно-исследова тельских работ по разработке методик обработки данных ГИС. Отдельные программы подсистемы АИГИГС/ АСОИГИС используются в других организациях.

Апробация результатов диссертационной работы.

Основные положения диссеретационной работы докладывались на Республиканской научно-технической конференции (Грозный, 1985г.), Всесоюзном совещании "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах" (Волгоград, 198Тг. ).Разработанная при участии автора технология АИГИГС была представлена на ВДНХ СССР в 1987г., автор награжден Бронзовой медалью.

Публикации. Содержание диссертационной работы опубликовано в 6 печатных работах.

Обьем и структура диссертации. Работа состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит: 122 страницы, 18 рюунков и 4 таблицы. Библиография включает 83 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научным руководителям доктору геолого-минералогических наук, профессору Итенбергу С.С. и кандидату геолого-минералогических наук Афанасьеву B.C. Автор особо признателен за помощь л поддержу в работе директору ШМГИ, доктору технических наук Барминскому А.Г., : зндвдэту reoлого-минералогических наук Шнурману Г.А., кандидату геолого-минералогических наук Боярчуку А.Ф., доктору геолого-минералогических наук Александрову Б.Л., а таксе сотрудникам ПО "Волгоградаефтегеофизика"Жуковой Е.О., Осечко В.К., Гендельману Ю.В., работникам ПО"Грознефтегеофизика"Ребровой Г.А. и Серебряковой A.M. ! за оказанную помощь в разработке и Енедрешш технологии АИГИГС/ АСОИГМС. Большую помощь в работе оказали:Попова Е.В., Сумерова Л.Н., Алиев А.Г-М., Симонова Т.е., автор выражает им свою признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приведены основные сведения о продуктивных отложениях Тенгизского месторождения, применяемых геофизических . прибегчх и принятой для количественной интерпретации перофизи-ческой модели продуктивных отложений.

Продуктивные отложения Тенгизского месторождения представлены породами верхнего деЕона и каменоугольного Еозр^ста. Они сложены известняками и доломитизированными известняками. На отдельных участках отмечается наличие окремнения. Отложения среднего и нижнего карбона характеризуются наличием . твердого битума, содержание которого изменяется от 0 до 3.2%. Детальное

изучение шлифов показало, что битум располагается как в межформенном пространстве, так и по трещиннам, стенкам каверн.' Нерастворимый остаток образуют: битум, зерна карбоната кальция, находящиеся в битумной оболочке, и незначительное количество терригенных примесей.

Продуктивные отложения характеризуются сложной структурой пороЕого пространства, которое■образуется межформенными пустотами, трещинами и кавернами. Трещины образуют единую гидродинамическую систему, что позволило отнести ¡месторождение к массивному ищу.

По литературным данным пластовое давление залежи изменяется

от 83 до 91 МПа, температура достигает 120°С и плотность изваст-

' я ^

KOEO-Оитумного растЕора достигает 2.2 х 10 кг/м .

Разведанный этаж нефтеносности превышает 1500 метров. Положение водо-нефтяного контакта бурением не установлено.

Выполняемый комплекс геофизических исследований в скважинах включает следующие методы:

- нейтрон-нейтронный каротаж (аппаратура РК1-841, РК8);

- гамма-гамма плотностной каротаж (аппаратура ПК1-941);

- акустический каротаж (аппаратура АК1-841);

- индукционный каротаж (аппаратура ЭЗМ, Э17);

- боковой каротаж (аппаратура серии Э).

Выполенный анализ кернового материала и данных ГИС позеолил обосновать следующую математическую модель для продуктивных карбонатных отложений Тенгизского месторождения:

Кпнк--0. 5Сбит=^п+05изв+Ипэ qQjjq с+№дол6дол-№ангСанг (1) 1-Сбит

At^20C6HT=675^nö+15ббизв+185Спес+143Сдол+164Санг (2) 1-Сбит

(6-1 .4С0ит)=0 _ 8j^n+2 _ ?1 сизв+2. G5Cne с+2. 88Сдол+2.98Санг (3) 1—Q6HT л

1 = (Йп+Сизв t бпес+бдол+банг)(1-Сбит)+Сбит (4)

Кп=Кп(1-Сбит),Сизв=Сизв(1-Сбит),Сдол=Сдол(1-Сбит)(5)

Спес=Спес(1-Сбит), Санг=Санг(1-Сбит) (6)

Кпвт= (Кп-Кпб (1-Кпб) (7)

Шес=(Кпнк-Кппес)/(1-Кшво) (8)

№дол=(Кпнк-Кпдол)/(1-Кпдол) ,(9)

где: Кп, Кпб, Кпвт

Сизв, Спес, Сдол, Санг, Сбит

Сизв, Спес, Сдол, Санг, Йп

- пористость общая, блоковая и вторичная;

- содержание в породе известняка, песчаника, доломита, ангидрита и битума;

7/пес, \Удол, 1анг, 0.5, 1

156,185,143,164, 320,675

- содержание известняка,-песчаника, доломита, ангидрита и пористости относительно чистого объема горной порода;

- водородосодержгние матрицы песчаника, доломита, ангидрита, битума и жидкости в пор жом пространстве;

- интервальное время пробега акустической волны в известняке, песчанике, доломите, ангидрите, битуме и жидкости;

2.71,2.65,2.88,2.98,1.4,0.8 - плотность известняка,

песчаника, доломита, ангидрита, битума и жидкости;

- показания нейтрон-нейтронного, акустического и плотностного каротажа;

- содержание битума в горной породе; •

Кпнк.дг, б

Сбит

Кппес, Кпдол

- пористость песчаника и доломита при показаниях ННК равных Кпнк(определяется по палеточной зависимости

-10-

установленной для ашаратурн РК4-841).

Использование коэффициентов Шее, Идол в уравнении 1 приводит систему уравнений 1-9 к классу нелинейных, что требует разработки специальных методов ее решения.

Во. второй главе описана технологическая схема обработки данных ГИС по одиночной скважине.

Обработка данных ГИС на ЭВМ условно делится на два этапа: предварительная обработка и определение коллектсрских свойств, компонентного состава и насыщенности горных-.пород.

На этапе предварительной обработки выполняются гледующие операции:

- обнаружение и удаление сбойных отсчетов в массивах цифровых каротажных кривых;

- согласование данных ГИС по глубине;

- корректировка исходных данных ГИС от влияния окружающей среды и аппаратурных погрешностей;

- снятие отсчетов с откорректированных кривых.

На втором этапе формируется система петрофизических уравнений (в зависимости от выполненного комплекса ГИС), в результате решения которой определяются коллекторскис свойства, компонентный состав и насыщенность горных пород. Результаты обработки записываются в базу данных и представляются заказчику в графической и табличной формах.

Приведен перечень из 44 программ, с помощью которых реализуется описанная технологическая схема обработки данных ГИС.

В третьей главе исследуются существующие методы предварителы-",-й обработки данных ГИС на ЭВМ, сформулированы основные недостатки этих методов, которые учтены автором при раз-

-11-

работке соответствующих алгоритмов.

С проблемой удаления сбойных данных в числоеых массивах сталкиваются при массовой обработке телеметрической информации. Она осложняется тем, что до настоящего Бремени не существует общепринятого определения сбойных данных. Интуитивно сбойные данные связываются с резкими выбросами, которые не "вписываются" в форму кривой.

В различных литературных источниках приведено описание ряда алгоритмов, с помощью которых можно обнаружить и удалить сбойные данные. Условно эти алгоритмы можно отнести к двум группам. Алгоритмы первой группы основаны на изучении величины отклонений экстремальных отсчетов от соседних данных. Если отклонение превышает заданную пороговую величину, то отсчет классифицируется как сбойный. Вторую группу образуют алгоритмы, в которых тем или иным способом удаляется гладкая (медленно меняющаяся) составляющая и выполняется анализ остатков. Если величина остатка в отсчете превышает пороговый уровень, то он признается сбойным. Коррекция сбойных данных выполняется с помощью различных интерполяционных формул.

Основным недостатком этих алгоритмов является их жесткая настройка на строго определенные данные. Их применение при обработке данных одних методов дает хорошие результаты, при обработке других наблюдаются пропуски сбойных отсчетов и (или) удаление нормальных данных. Это приводит к необходимости подбора управляющих констант индивидуально для каждого геофизического метода, что сильно затрудняет обработку данных, полученных с помощью еновь разработанной аппаратуры, и обычных методов в 'других геологических условиях.

В связи с этим, наш предложен . алгоритм, который

обеспечивает автоматическую настройку параметров для идентификации сбойных отсчетов. В его основе лежит предположение, что сбойный отсчет образует угол в естественной системе координат с двумя соседними, не больше минимального из углов, образованных корректными отсчетами на кривой.

Алгоритм включает выполнение следующих действий:

- определение углов в естественной системе координат в экстремальных точках криЕой;

- построение кривой распределения полученных углов, ее анализ и автоматический выбор граничного значения для распознавания сбойных отсчетов;

- выделение сбойных отсчетов на кривой и их корректировка.

Углы, присущие сбойным отсчетам, располагаются случайным

образом е прилегающей к нулю области на кривой распределения. За значение порогового угла принимается угол, соответствующий концу наибольшего незаполненого интервала на кривой распределения при ее просмотре в направлении от 0 градусов к максимальному значению. Этим обеспечивается автоматическая настройка алгоритма на конкретную каротажную кривую.

В диссертационной работе выполнено сопоставление на фактическом метериале результатов работы описанного .Еыше алгоритма и одного из опубликованных в литературе. Показано преимущество самонастраивающегося алгоритма по сравнению с традиционным.

Оперативность еыдзчи заключений по данным ГИС во многом определяется затратами времени для согласования кривых различных методов по глубине. Значительное сокращение затрат можно получить, используя автоматическую увязку каротажных кривых по глубине на ЭВМ.

Согласование данных ГИС по глубине сводится к задаче авто-

матического распознавания идентичных по глубине фрагментов на кривых различных методов ГИС с последующим устранением обнаруженных смещений относительно опорной кривей. Качество увязки кривых при 'этом определяется алгоритмом распознавания фрагментов.

Аналогичное задачи решаются при определении элеметов залегания пластов по данным наклонометрии. В этом случае определяется Ееличина смещения по глубине в данных, полученных с помощью трех или четырех микрозондов.

Разработке алгоритмов для решения этой задачи посвящены работы как отечественных, так и зарубежных авторов: Ильина Т.Д., Сохрзнова H.H., Ингермана В.Г., Ерохина В.В., Салафонова О.В., Лтнсента, Керзнерэ,

Каждый из предложенных методов имеет сбои преимущества, ограничения и недостатки.

Анализ этих методов показал, что для создания эффективно работающего алгоритма необходимо:

- привести сопоставляемые кривые к единой вертикальной разрешающей способности;

- использовать меры близости, не чувствительные к линейным деформациям сопоставляемых объектов;

применять специальные методы подавления ложных корреляций.

Для решения этих задач нами разработан алгоритм, основанный н.п распознавании образов, идентичных по глубине фрагментов на различных кривых. Чтобы автоматически Еыделить характерные фрагменты, подэеить возможные помехи и несущественные детали, применяется низкочастотная фильтрация (сглаживание) кривых. Для поиска больших смещений по глубине и обеспечения устойчивости

алгоритма увязка выполняется за два шага - грубая и точная. Каждый шаг предполагает выполнение следующих действий:

1. Слашвание сопоставляемых кривых;

2. Выделение по сглаженной компоненте характерных фрагментов на кривых, формирование вектора нормированных по мощности и амшытуде признаков;

3. Распознавание идентичных по глубине фрагментов на увязываемых кривых по их признакам;

4. Подтверждение правильности распознавания и определение величины относительного смещения фрагментов по глубине;

5. Подвижка увязываемой кривой.

Шаг "грубая увязка" отличается от шага "точная увязка" степенью сглаживания.

На первом шаге(грубая увязка) сглаживание выполняется низкочастотным фильтром для Еыделения наиболее характерных(общих) фрагментов на увязываемых кривых. Чтобы выделить характерную для двух кривых составляющую определяются две предельные частоты, в которых энергетические спектры становятся меньше граничного значения, величина которого соответствует 50% энергии кривой. В качестве частоты среза низкочастотного фильтра используется минимальная из двух предельных частот. Выполненный нами анализ различных методов расчета коэффициентов низкочастотного фильтра показал, что наиболее приемлемым является алгоритм замены Ремеза, с помощью которого производится проектирование необходимых фильтров.

На втором шаге (точная увязка) сглажиЕанйе выполняется для подавления случайных помех и неинформативнных деталей на кривых. Частота среза низкочастотного фильтра для этого шага подобрана экспериментально и составляет 1 период на метр. Такая степень

сглэживания обеспечивает надежный поиск малых, смещений при наличии помех.

В качестве характерных фрагментов на кривых выделяются локальные минимумы и максимумы сглаженной составляющей. Гранины фрагментов определяются по смене знака первой производной по пяти точкам . Для каждого выделяемого фрагмента формируется вектор признаков, состоящий из следующих элементов:

1. Признак выделенного фрагмента: +1 - максимум;

-1 - минимум.

2. Номер экстремального отсчета в кривой (глубина).

3. Нормированный по мощности и амплитуде массив - образ фрагмента.

4. Коэффициент деформации фрагмента по мощности.

Выбор таких признаков фрагмента обеспечивает наиболее

информативное его описание, что дает возможность качественно выполнять согласование данных каротажа по глубже на ЭВМ.

Формирование массива-образа фрагмента осуществляется с помощью процедур нормирования по мощности и амплитуде для приведения всех выделенных фрагментов к сопоставимым условиям.

Нормирование по мощности заключается в снятии с выделенного фрагмента 64 отсчетов с равным гэгом квантования по глубине. Коэффициент деформации фрагмента по мощности определяется как отношение фактического количества точек з фрагменте к количеству точек в его образе. Нормирование по амплитуде выполняется делением образа на экстремальный отсчет в фрагменте. Подобные преобразования (сжатие-растяжение) не приводят к изменению фермы фрагмента поскольку они относятся к классу дробно-линейных хснфосмних отображений.

Распознавание идентичных фрагментов на опорной и увязые;^-

мой кривых выполняется с помощью парной корреляции векторов-приз-накоЕ. В качестве меры близости используется,эвклидово расстояние. Соответствие по глубине 1-го фрамента на опорной кривой и 3-го фрагмента на увязываемой устанавливается при выполнении следующих условий:

т1п |Х1-У1| при з1п£[3«Р(Х1)*Р(У1))>0 (10)

|0(И)-С(УЗ)|< ис ,(11)

где:

Х1,У1,1 и ^ - тые векторы признаков, сопоставляемых фрагментов на опорной и увязываемой кривых;

й(Х1), С(УЗ) - глубина сопоставляемых фрагментов;

Р(Х1), Р(УЗ) - признаки выделенных фрагментов;

Б - тип корреляционной связи увязыва-

емых кривых, задается интерпретатором:

-1 - отрицательная;

1 - положительная;

МС - максимально возможный сдеиг

по глубине;'

1,3 - номера сопоставляемых фрагментов;

Для первого шага увязки величина МС задается интерпретатором, исходя из анализа качества полевого материала. Для второго шага она задана постоянной величиной, равной 1.5 метра. Такой выбор обьясняется возможными погрешностями согласования по ■ глубине кривых на шаге грубой увязки.

Для подтверждения правильности установленных соотношений используется принцип зеркальной корреляции (Ерохин В.В.). В его основе лежит идея перемены ролей в увязываемых кривых ( опорная становится увязываемой, а увязываемая - опорной ) и проведении

вторичной корреляции фрагментов. Если установленные соотношения подтверждаются, то они признаются правильными, иначе соотношения считаются недействительными и из дальнейшей обработки исключаются. На основе установленных соотношений между фрагментами для увязываемой кривой создаются массивы глубин характерных фрагментов и смещений, в соответствии с которыми выполняется подвижка увязываемой кривой.

Поскольку коллекторами свойства горных пород изменяются непрерывно по глубине, то наиболее целесообразной является непрерывная схема интерпретации данных ГИС. При этом одним из ключевых является вопрос о выборе оптимального шага отбора точек по глубине. Он должен обеспечить сокращение объема необходимых вычислений л исключить потерю геологической информации.

Следует отметить, что определяющим моментом при автоматизированной обработке данных ГИС является более детальное изучение геологического разреза, чем при традиционной ручной интерпретации.

• Это особенно актуально для определения подсчетных параметров месторождений нефти и газа.

Потери информации при квантовании непрерывной величины определяются по теореме Котельникова, в соответствии с которой квантование непрерывных по времени сигналов с шагом Д1; приводит к потере гармонических составляющих сигналов.с частотой, большей чем .1/(2Дг).

Каротажные кривые представляют собой пространственные функции, которые зависят от глубины. Поэтому их можно разложить в ряд Фурье по пространственным частотам. Единицей измерения пространственной частоты будет период/метр.

Получив разложение кривой в ряд Фурье можно получить ее

энергетический спе::тр. Он представляет собой зависимость квадрата амплитуд, образующих кривую синусоид, от их частоты.

Для определения оптимального шага снятия отсчетов с каротажных кривых был выполнен анализ энергетических спектров кривых 5?:, ННК, ГГК, АК и ГК,которые обладают наибольшей в существующем комплексе ГИС вертикальной разрешающей способностью. Результаты анализа показали, что амплитуда гармонических составляющих кривых практически равна 0 для частот больших чем 1 период/ метр. Гармонические составляющие с частотами от 0 до 1 период/метр несут основную информацию о геологическом разрезе. Поэтому в соответствии с теоремой Котельникова следует выбрать шаг отбора точек по глубине равным 0.5 метра. Это практически исключит потери полезной информации и сократит объем вычислений примерно в 5 раз по сравнению с поточечной обработкой данных ПИ, которые записаны с шагом квантования по глубине 0.1 м.

В четвертой главе приводится анализ существующих методов решения систем нелинейных уравнений. Их исследование показало, что для получения решения необходимо выполнение 50т60-ти итераций в каждой точке на кривой. Учитывая реализованный в технолога'. непрерывный процесс интерпредации данных ГИС, это приведет к значительным затратам машинного времени и в несколько раз повысит стоимость обработки.

Поэтому нами был предложен способ решения нелинейной системы уравнений 1-9, который основан на приведении ее к линейному виду - Для этого необходимо рассчитать коэффициенты Шее и Кдол ' в каждой точке кривой. Это фактически порозд&ет множеетто коэффициентов в первом уравнении и соответственно множество систем уравнений. Таким образом удается в каждой точке разреза сквзкины получить уникальную систему уравнений, которая

обеспечивает'максимальную точность опенки коллекторских свойств. Дальнейшим шагом на пути решения системы стоит сокращение количества неизвестных параметров.

Дяя этого используется априорная информация о компонентном составе продуктивных отложений который может быть представлен одной из следующих литологическпх пар: известняк-доломит, известняк-песчаник. известняк-ангидрит, песчаник-доломит, песчаник-ангидрит, ангидрит-доломит. Содержание других компонентов предполагается рэвным нулю. Выбор конкретной пары осуществляется по данным НШ и ГТК. Если показания ГТК меньше плотности известняка с пористостью равной Кпнк, то точка относится к паре известняк-песчаник, если больше то к одной из пар: известняк-доломит, известняк-ангидрит.. Конкретизация пары в этом случае также осуществляется по данным ННК и ГГК. Для этого вычисляется граничная плотность смеси известняка и доломита при нулевой пористости. Если фактическая плотность ниже этой величины, то принимается пара известняк-доломит, иначе известняк-ангидрит.

' После выбора литологической пары, получается система из трех уравнений с тремя неизвестными, которая может быть решена методом Гаусса. Вторичная и блоковая пористость оценивается по данным АК, с учетом компонентного состава горных пород, по формулам:

Кпб=(дг-дгск)/(д1-лгск) . ПЗ)

а +гк= Агт!звСизвтдолСдол+-А^есСпес+АгангСашчА1:битСбит,,., Сизв+Сдоп+Спес+Санг+Сбит 114)

Кпвт=(Кп-Кпб)/(1-Кпб) (1 £)

Оценка нефтенасыгденности горных пород может выполняться двуми способами.

Первый - основан на ипользовании зависимости остаточной

водонасыщенности образцов керна от пористости, второй базируется на зависимости удельного электрического сопротивления от насыщенности и пористости горных пород.

Полученные оценки емкостных сеойств и насыщенности горных пород являются основными параметрами для получения подсчетных параметров.

Автором были выполнены исследования по оценке точности определения коэффициентов пористости и нефтенасышенности. Для этого было выполнено специальное математическое моделирование процесса оценки коллекторских свойств по данным ГИС, содержащим погрешности измерения. В результате анализа полученных данных установлено, что погрешность единичного определения пористости составляет 1.5%, а нефтенасыщенности 10% е абсолютных единицах.

В четвертой главе описаны разработанные процедуры для обработки данных ГИС на ЭВМ типа ЕС и даны сведения о объемах внедрения разработанной технологии. По данным на 12.1991г. с помощью технологии обработаны данные ГИС по более чем 200-м скважинам следующими организациями: П0"Волгограднефтегеофизика" ПО"Грознефтегеофизика'{ П0"Уз6екнёфтегеофизика" СевКавНИГШнефть, ВолгоградНИПИнефть.

В 1990 году начата работа по переводу технологи! АИГИГС на ПЭВМ типа 1ВМ РС АТ. В рамках этой работы разработана оригинальная Оперативная База данных (ОПБД) для хранения цифровых каротажных кривых, результатов их обработки и комплекс программ под общим названием ЕКСИН, который позволяет Еести обработку данных ГИС на ПЭВМ. В 1991г. на месторождении Тенгиз проводились опытные работы по исследованию скважин аппаратурой, разработанной е НИИГИ и фирмой Шлюмберже. На геофизической базе в поселке Тенгиз был развернут обрабатывающий центр, оснащенный ПЭВМ типа

1ЕМ РС АТ. Обрабатывающим центром с помощью комплекса программ ЕКСИН Еелась оперативная интерпретация данных ГИС параллельно с фирмой Шпсмберже. За время работы обрабатывающего центра в поселке Тенгиз были'обработаны данные по 9 скважинам. Сопоставление с аналогичными материалами, полученными фирмой Щлюмберже,показало, что качество полученных материалов соответствует мировым стандартам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итоги выполненных работ сводятся к следующему:

- разработан новый самонастраивающийся алгоритм обнаружения и удаления сбойных отсчетов в массивах цифровых каротажных кривых на ЭВМ. Алгоритм основан на анализе кривой распределения углов, ..оторые образуют экстремальные точки с двумя соседними отсчетами в естественной системе координат. Он позволил локализовать и исправить сбойные данные на этапе предварительной обработки кривых;

- разработан новый алгоритм автоматической увязки каротажных кривых, полученных с симметричным или однотипным не симметричным вертикальным геометрическим фактором. Алгоритм основан на выделении по сглаженной компоненте характерных фрагментов на каротажных кривых, построении векторов признаков выделенных фрагментов и рас-позновэния с их помощью идентичных по глубине фрагментов. Степень сглаживания определяется по энергетическому спектру каротажных кривых, что в сочетании.с принципом зеркальной корреляции позволяет избежать ошибочных подвижек кривой;

- выполнен спектральный анализ кривых, на основании чего обоснован максимальный шаг отбора точек для снятия отсчетов, который позволяет сократить время обработки и не приводит к потере геологической информации;

- разработан способ решения нелинейной системы петрсфпт;;-

ческих уравнений, основанный на ее линеаризации для каждой точки по глубине, что позволило с максимальной детальностью оценить емкостные свойства и компонентный состав изучаемых отложений;

- разработана технология автоматизированной интерпретации данных ГИС для выполнения оперативной интерпретации и определения псдсчетных параметров в глубокозалегающих карбонатных отлскснлях;

- разработанная технология была использована при обосновании подсчетных параметров по Тенгизскому, Королевскому месторождениям (Ю.В. Прикаспийской впадины), ряду месторождений Сирийской Арабской республики, а также позволила выполнить оцежу коллектоских сеойств и насыщенности в скважинах,обслуживаемых ПО "Грознефтегеофизика" и ПО ".Узбекгесфизика".

Подсчетные параметры по Тенгизскому месторождению приняты ГКЗ с. отличной оценкой.

Основное содержание диссертации изложено в следующих

опубликованных работах.

1 .Автоматизированная интерпретация геофизичестсих исследований глубоких скважин ( АИГИГС/АСОИГИС ). Описание программы. Государственный фонд алгоритмов и программ. Дата регистрации 1936г., инв. N50370000330, ВНТМЦ.

Соавторы Афанасьев B.C., Попова Ь.В., Сумерова Л.Н.

2.Новый способ обнаружения и исправления сбойных данных в массивах цифровых каротажных кривых. Нефтегазовая геология и геофизика. - М.:' 1985 - Вып. 26. - С 10-14 С ЭИ / ВНШ0ЭНГ_ Отечественный производственный опыт )..

Соавтор Афанасьев B.C.

3.Самонастизивзицизся алгоритмы удаления сбокных отсчетов в цифровых каротажных кривых.

Тезисы доклада на Республиканской научно-технической конференции: "Вклад молодых ученых и специалистов в научно-технический прогресс республики".-Грозный,.!985г., 20с.

(ТО ЦТП.ТМ

Соавтор Москаленко В.Н.

4.Усовершенствованный способ определения пористости по да нейтронного гамма-каротажа.* Тезисы доклада на Республиканской научно-технической конференции "Вклад молодых ученых и специалистов в научно-технический прогресс республики". Грозный, 1985 .20с.

Соавтор Волков М.А.

5. Методика определения подсчетных параметров месторождения Тенгиз по промыслово-геофизическим данным с применением ЭЕМ. -М.: 1987 - С 94 - 102.( ВНШОЭНГ Сб. материалов совещания "Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных'породах".).

Соавторы Шнурман Г.А., Афанасьев B.C., Гольдберг И.С..

Боярчук А.Ф.

6.Автоматизированная обработка данных геофизических исследований глубоких скважин на этапе подсчета запасов //Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промышленности. -М. 1Э87. -С.9-10. (ЭИ/ВНИИОЭНГ Отечественный опыт; Вып. 4).

Соавторы Афанасьев B.C., Шнурман Г.А.