Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Технология определения газонасыщенности продуктивных коллекторов по данным ядерно-геофизических методов ГИС в обсаженных газовых скважинах

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Технология определения газонасыщенности продуктивных коллекторов по данным ядерно-геофизических методов ГИС в обсаженных газовых скважинах"

На правах рукописи

УДК 550.832.54

БАБКИН Игорь Владимирович

ТЕХНОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ЯДЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ГИС В ОБСАЖЕННЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков

полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

1 3 г-/] 2014

МОСКВА 2014

005555018

005555018

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Газпром георесурс» (ООО «Газпром георесурс»)

Научный консультант Доктор физико-математических наук, профессор

Поляченко Анатолий Львович

Официальные оппоненты Еникеева Фаузия Хасановна, доктор технических наук,

ОАО «НПЦ Тверьгеофизика», заведующая отделением технологий комплексной интерпретации данных ЯФМ ГИС

Стрельченко Валентин Вадимович, доктор технических наук, профессор, РГУНГ им. И.М. Губкина, профессор кафедры ГИС

Фоменко Владимир Григорьевич, доктор геолого-минералогических наук, профессор, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», главный научный сотрудник

Ведущая организация Открытое акционерное общество

Научно-производственное предприятие «ВНИИГИС» (ОАО НЛП «ВНИИГИС»)

Защита состоится 30 декабря 2014 г. в 14-00 часов в ауд. 4-73 на заседании Диссертаци-ошюго совета Д 212.121.07 при Российском государственном геологоразведочном университете имени Серго Орджоникидзе, по адресу: 117997, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, д.23.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайге Российского государственного геологоразведочного университета.

Огаывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим направлять по адресу: 117997, г. Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 23, учепому секретарю диссертационного совета Д 212.121.07

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н., доцент

В.В.Романов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации. Газовая отрасль России вносит существенный вклад в развитие минерально-сырьевой базы страны и составляет основу ее благосотоя-ния. Процесс добычи газа сопровождается постоянным мониторингом состояния и контроля эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа. При длительной эксплуатации газовых залежей зачастую происходит их интенсивное обводнение, приводящее к уменьшению прогнозных запасов и дебитов. Поэтому одной из важнейших задач газовой геофизики сегодня является изучение и контроль промысловых характеристик процесса вытеснения газа.

При изучении процессов обводнения газовых залежей решаются следующие промысловые задачи:

- оценка положения межфлюидальных контактов;

- прогнозирование обводнения продуктивных коллекторов и выбор новых интервалов перфорации;

- определение невыработанных интервалов пластов;

- оценка степени и характера заводнения пластов;

- площадной анализ и дифференциация участков залежи по степени вырабо-танности запасов;

- приобщение и возврат на другие объекты эксплуатации;

- прогнозная характеристика новых объектов разработки по общему и фазовому объему притока;

- мониторинг и оптимизация процесса разработки объектов;

- уточнение постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения.

Решение всех этих задач в действующих скважинах основано на методах определения текущей газонасыщенности в обсаженных газовых скважинах (в т.ч. со сложной многоколонной конструкцией), и чем надежнее и точнее будут эти методы, тем успешнее будут решены задачи мониторинга. В настоящее время растет доля бурящихся наклонно-направленных и горизонтальных скважин, а также боковых горизонтальных стволов уже пробуренных скважин и методы определения газонасыщенности на таких объектах требуют специальной доработки.

Количественные методики оценки текущей газонасыщенности по данным ядерно-геофизических методов, прежде всего нейтрон-гамма каротажа (НТК) и в меньшей степени импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК), существуют достаточно давно, однако их применение на газовых месторождениях и подземных газохранилищах, входящих в структуру крупнейшего газодобывающего предприятия России, ОАО «Газпром», долгое время тормозилось их невысокой информативностью именно в газовых скважинах. Это обстоятельство не позволяло извлекать из измеренных данных максимум количественной информации о состоянии пласта, ограничиваясь лишь качественными оценками характера насыщения, что не устраивает ни заказчиков геофизических работ, ни сами производственные предприятия.

Поэтому актуальной стала задача совершенствования технологии количественного определения коэффициента текущей газонасыщенности коллекторов (Кг) по данным импульсного нейтронного каротажа. Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) является одним из самых эффективных методов при оценке текущей газонасыщенности в обсаженных газовых скважинах благодаря тому, что конструкция скважины, положение и заполнение колонн и межколонного пространства и все остальные помехи от «ближней зоны» оказывают па интерпретационные функционалы ИННК существешю меньшее влияние, чем на показания стандартных применяющихся методов типа стационарного НТК. Кроме значительно более высокой помехоустойчивости к вариациям всех параметров «ближней зоны», метод ИННК является более экологичным и безопасным в сравде-

нии со стационарными нейтронными методами, поэтому он активно применяется при ГИС-контроле на месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ). При циклической работе ПХГ, связанной с постоянными процессами закачки и отбора газа в пласты-коллекторы, зачастую возникают заполненные газом технологические каверны в заколон-ном прострастве, которые необходимо контролировать и которые являются помехой при определении газонасыщенности, что также необходимо учитывать.

Усовершенствованная технология количественной оценки коэффициента газонасыщенности в условиях горизонтальных и наклонно-направленных скважинах с учетом возникающих за обсадной колонной технологических каверн на сегодняшний день не имеет аналогов, рассчитанных на проведение интерпретации данных отечественной аппаратуры ядерной геофизики (ЯГ)- Ее применение повысило информативность комплекса методов ГИС в целом, что привело к кратному увеличению числа скважинных исследований методом ИННК, позволило уточнить данные о характере насыщения коллекторов, уровнях газо-водяных контактов (ГВК), и подготовить более адекватные данные для создания цифровых геологических моделей газовых месторождений и подземных газохранилищ.

Цель работы - разработка и совершенствование технологии количественного определения коэффициента текущей газонасыщенности продуктивных коллекторов в обсаженных газовых скважинах по данным ядерных методов ГИС.

Задачи работы. Достижение этой цели потребовало решения следующих научно-исследовательских задач:

1. Создание комплексной вычислительной технологии определения текущего газо-насыщепия коллекторов в обсаженных газовых скважинах по данным импульсного нейтронного каротажа и ГИС открытого ствола (технологии «2ИНК-Кг»), которая включает численные алгоритмы решения прямых и обратных задач для полей ядерных излучений, многомерные базы данных интерпретационных зависимостей, ядерно-петрофизические модели и пакет моделирующих и обрабатывающих программ.

2. Обобщение аппарата численного моделирования показаний комплексов методов ядерного каротажа на геометрии наклонно-направленных и горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов (систем ГНС), исследование поведения показаний в таких системах, разработка баз данных для систем ГНС, решение задач восстановления показаний ЯГ в наклонных скважинах к условиям вертикальной скважины с учетом измеряемого инклинометрией угла наклона ствола скважины.

3. Разработка вычислительной технологии для выявления, оценки размеров и учета технологических каверн, возникающих при длительной эксплуатации месторождений газа и ПХГ, по данным импульсного нейтронного каротажа, связанных с решением задач геоэкологии, определения текущей газонасыщенности и ремонта скважин.

4. Разработка метода с комплексом алгоритмов, основанного на технологии искусственных нейронных сетей, для определения минерального состава и объемного содержания глинистого материала в разрезах газовых скважин по данным спектрометрического гамма-каротажа.

5. Обобщение технологии «2ИНК-Кг» определения текущего газонасыщения на сложные геолого-технические условия измерений осложненные одним или одновременно несколькими факторами: дефицитом или отсутствием информации о глинистом материале пород, многоколонной конструкцией скважин, присутствием технологических каверн.

6. Применение вычислительной технологии «2ИНК-Кг» для обработки и интерпретации данных импульсного нейтронного каротажа и определения коэффициента текущей газонасыщенности на газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных газохранилищах ОАО «Газпром».

Научная новизпа.

1. Созданы сеточные и комбинированные алгоритмы и программы для моделирования показаний стационарного и импульсного нейтронного и нейтронного гамма-

каротажей, спектрометрического гамма-каротажа в широком диапазоне изменения геолого-технических условий, включая горизонтальные и наклонные скважины, сочетающие взаимопротиворечивые характеристики быстродействия и точности.

2. Смоделирована база данных палеточных зависимостей показаний импульсного нейтронного каротажа многоколонных газовых скважин, обладающая большой мощностью и охватывающая подавляющее большинство геолого-технических условий, встречающихся на объектах РФ.

3. Разработаны математические алгоритмы и пакет прикладных программ для определения коэффициента текущей газонасыщетюсти коллекторов в обсаженных газовых скважинах по данным импульсного нейтронного каротажа с подбором модели глин.

4. Созданы математические алгоритмы и базы данных для учета и восстановления интерпретационных параметров импульсного нейтронного каротажа за наклон ствола скважины и влияние вмещающих пород.

5. Установлено влияние размера и положения технологической каверны, возникающей в процессе эксплуатации газовой скважины, на показания импульсного нейтронного каротажа и разработана методика определения размера каверны в рамках технологии определения коэффициента текущей газонасыщенности коллектора.

6. Созданы математические алгоритмы для определения объемного содержания глинистых минералов в пласте по данным спектрометрического гамма-каротажа на основе технологии искусственных нейронных сетей.

Защищаемые научные положения.

1. Разработанные алгоритмы и программы численного моделирования полей и показаний методов ядерной геофизики позволили создать базу данных палеточных зависимостей показаний импульсного нейтронного каротажа многоколонных газовых скважин, которая имеет большую мощность, покрывает подавляющее большинство геолого-техпических условий газовых объектов РФ и лежит в основе вычислительной технологии определения текущей газонасыщенности коллекторов.

2. Разработанные математические алгоритмы для определения текущей газонасыщенности с подбором модели глин и учетом размеров технологических каверн, реализованные в пакете прикладных программ «АИНК43-Кг», обеспечивают решение задачи мониторинга процессов обводнения газовой залежи на месторождениях газа и подземных хранилищах газа в терригенных отложениях.

3. Предложенные математические алгоритмы для определения объемного содержания глинистых минералов в пласте по данным спектрометрического гамма-каротажа, основанные на использовании искусственных нейронных сетей, обеспечивают решение задачи определения минерального состава глинистого цемента для уточнения результатов мониторинга газовых месторождений и подземных хранилищ.

4. Созданный программно-вычислительный комплекс позволяет в производственных условиях, т.е. быстро и эффективно, определять характер насыщения коллекторов, осуществлять контроль за уровнем газо-водяного контакта и подготовить более адекватные данные для создания цифровых геологических моделей газовых месторождений и подземных хранилищ газа.

Методы исследования. Теоретические и математические исследования по разработке новых и адаптации существующих численных алгоритмов и программ решения прямых задач ГИС, пакетное проектирование, вычислительные эксперименты, тестирование, численное моделирование полей и баз данных для приложений, решение обратных задач интерпретации.

Практическая значимость работы. Результаты работы могут быть использованы при решении следующих задач:

1. Количественного определения коэффициента текущей газонасыщенности коллекторов в обсаженных газовых скважинах сложной многоколонной конструкции, заполненных водой либо газом.

2. Выделения интервалов разрушения пласта и определения радиальных размеров образовавшихся при этом технологических каверн.

3. Определения минеральной модели глин, ее водородного индекса и сечения поглощения тепловых нейтронов (без учета акцессорных элементов).

4. Восстановления показаний импульсного нейтронного каротажа и электрокаротажа в наклонных и субгоризонтальных скважинах к условиям вертикальной скважины.

5. Создания систем палеточных зависимостей нейтронного гамма-каротажа, спектрометрического гамма-каротажа, импульсного нейтронного каротажа для определения пористости, глинистости и газонасыщенности по данным этих методов.

6. Определения газонасыщенности в скважинах без проведения импульсного нейтронного каротажа при проведении корреляции разреза, включающего скважину с уже определенным коэффициентом газонасыщенности по данным импульсного нейтронного каротажа на основе анализа входной информации с применением технологии искусственных нейронных сетей.

Апробация работы, публикации. Результаты исследований и основные положения диссертации доложены и представлены автором на следующих конференциях:

1. Конференция по ядерной геофизике, С.-Петербург, июнь, 2004

2. Научно-практическая конференция «Геофизические исследования скважин», Москва, РГУНГ, 1-2 ноября 2006 г.

3. 7-я Всероссийская конференция «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, РГУНГ, 25-28 сентября 2007 г.

4. 8-я Всероссийская конференция «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, РГУНГ, 6-9 октября 2009 г.

5. Конференция победителей XVIII Конкурса на лучшую молодежную разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2009», Москва, 22-23 марта 2010 г.

6. XVI Научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири-2010», Тюмень,17-21 мая 2010 г.

7. Международная конференция «Геофизическая разведка-2012», Дубна, 12-13 июля 2012 г.

8. Международная научно-практическая конференция «Геофизические, геохимические и петрофизические исследования и геологическое моделирование при поиске, разведке и контроле эксплуатации нефтегазовых месторождений», Бугульма, 2-4 октября 2013 г.

Основные положения диссертации опубликованы в 28 научных статьях, в т.ч. 10 научных статей в изданиях, рекомендуемых Перечнем ВАК для публикации основных положений диссертации на соискание ученой степени доктора наук.

Работа стала призером XVIII Конкурса на лучшую молодежную разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2009» и отмечена Благодарностью Министра энергетики РФ.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, состоящих из 24 параграфов, заключения, библиографии. Она содержит 214 страниц основного текста, 47 рисунков, 6 таблиц, библиографию из 145 наименований.

В первой главе обсуждаются прикладные возможности и фундаментальные аспекты разработки методического обеспечения методов ГИС и проводится анализ состояния методического обеспечения ядерно-геофизических методов ГИС.

Во второй главе описывается технология создания палеточного обеспечения для определения газонасыщенности по данным ядерно-геофизических методов ГИС. Для этого были разработаны специальные математические алгоритмы, реализованные в комплексе прикладных программ для моделирования нейтронных и гамма полей в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах при заданных геолого-технических условиях, тем самым решалась прямая задача ядерной геофизики. Описана структура палеточных зави-

симостей для определения коэффициента газонасыщенности. Оценены методические возможности двухзондового ИННК для определения коэффициента текущей газонасыщенности. Построена функция восстановления данных ИННК в наклонных и субгоризонтальных скважинах к условиям вертикальной скважины с исключением влияния вмещающих пород. Проведено исследование влияния технологических каверн, образующихся в обсаженной скважине в процессе ее работы.

В третьей главе приведены основные типы искусственных нейронных сетей, принципы их построения и обучения применительно к задачам определения неизвестных геофизических параметров по данным геофизических методов исследования скважин.

В четвертой главе рассмотрены математические и вычислительные алгоритмы методики определения Кг продуктивных коллекторов в обсаженных газовых скважинах с учетом влияния технологических каверн и проведена оценка погрешностей определения Кг. Описана методика определения минерального состава пластовых глин, а также нейро-сетевая методика определения Кг без проведения измерений методом ИННК на основе корреляции разрезов соседних скважин, в одной из которых проведен ИННК.

В пятой главе описаны притдопы построения пакетов прикладных программ, приведены блок-схемы методики определения Кг и методики определения минеральной модели глин, структура и общие принципы функционирования пакета прикладных программ АИНК43-Кг для определения К, коллекторов по данным ИННК в комплексе с другими методами ГИС, модуля БякРгсуей для определения минеральной модели глин. Приведены сводные научно-прикладные характеристики пакета АИНК43-Кг.

В шестой главе описаны результаты применения методики на различных объектах ОАО «Газпром», включая газовые и газоконденсатные месторождения Ямало-Ненецкого АО, Чаяндинское ГКМ, Астраханское ГКМ, Оренбургское ГКМ, а также различные подземные газохранилища, расположенные в Европейской части России.

Заключение отражает обобщенные научные выводы по результатам исследований в соответствии с целью и решаемыми задачами, их практическое использование и значимость.

Диссертация является результатом производственных и научно-исследовательских работ, выполненных в ООО «Газпром георесурс» по Гранту Председателя Правления ОАО «Газпром» от 22 февраля 2008 г.

Автор выражает свою искреннюю признательность и благодарность своему научному консультанту, главному научному сотруднику ФГУП ГНЦ РФ ВНИИгеосистем доктору физико-математических наук, профессору АЛ.Поляченко, за постановку темы и неизменное внимание к работе, при непосредственном участии которого была выполнена значительная часть исследований, а также проведен расчет палеточного обеспечения.

Автор благодарит коллектив геолого-геофизического управления и производственных филиалов ООО «Газпром георесурс» за предоставленные материалы, ценную помощь и советы, оказанные на разных этапах работы.

Глава 1. МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ КОЛИЧЕСТВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ: СОСТОЯНИЕ И ПРИКЛАДНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

Основой методического обеспечения количественного определения геофизических параметров являются методы математического моделирования, т.к. только они позволяют охватить наиболее широкий круг геолого-технических условий, отражающих все многообразие конструктивных и геологических особенностей газовых скважин и прискважин-ной зоны. В ядерной геофизике наиболее широкое распространение при моделировании ядерно-геофизических полей получили алгоритмы Монте-Карло, которые позволяют достаточно точно воспроизводить условия измерений и траектории частиц, чем они родственны методам физического моделирования, а их медленная сходимость частично ком-

пенсируется непрерывно растущей производительностью вычислительного аппарата. Тем не менее, их быстродействие на обычных современных компьютерах пока отстает на несколько порядков от того, которое требуется для получения за разумное календарное время полного интерпретационного обеспечения одного скважинного прибора.

Другим направлением моделирования полей являлись численные методы решения исходных уравнений переноса в многогрупповом приближении, которые обладают более высоким по сравнению с методами Монте-Карло быстродействием.

Одним из первых систематически развитых аппаратов моделирования осесиммет-ричных 20-геометрий ядерного каротажа (Ж) групповым сеточным методом был разработанный в 70-х гт. комплекс программ РУМ, уже обладавший хорошим сочетанием точности и скорости. Следующим этапом была разработка в начале 90-х г.г. под руководством профессора А.Л.Поляченко пакета групповых разностных программ ПОЛЕ для быстрого ЗО-моделирования прямых задач ЯК в реальных геометриях вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин (ГНС). Эта разработка положила начало созданию быстрого и удобного пакета решения прямых задач ядерной геофизики в геометрии ГНС. Автор в своей кандидатской диссертации развил и усовершенствовал вычислительный аппарат, что позволило увеличить быстродействие пакета. Однако за прошедшее время практика выдвинула задачи исследования более сложных и новых геолого-технических условий (I X У) и методов ГИС, которые не были заложены в пакет. Поэтому в последующее время автором совместно с А.Л.Поляченко был разработан и введен туда также блок гамма-решателей. Это позволило создать аппарат для массового моделирования палеточ-ного обеспечения ядерно-геофизических методов ГИС, прежде всего ИННК, ИНГК, НГК и СГК, которое явилось основой для создания методики количественного определения га-зонасьпценности.

Некоторые особенности и возможности многозондового ИННК при изучении газоносных пород рассмотрены в работах, где отражен эмпирический опыт использования отечественной аппаратуры импульсного нейтронного каротажа АИНК-43 при исследовании газовых скважин и контроле ПХГ, приведены полезные экспериментальные и петро-физические данные и методические положения. Однако поскольку исследования опирались на скудный эмпирический материал, вопрос о методических возможностях аппаратуры АИНК-43 в условиях многоколонных конструкций газовых скважип с насосно-компрессорными трубами (НКТ) остался открытым. Методика определения Кг основана на анализе макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов, однако авторы оперируют не с ней, а с асимптотическим декрементом затухания тепловых нейтронов, который связан с сечением аддитивной поправкой, зависящей как от водородсодержания пласта, так и от условий измерения. При расчете Кг используется также макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов глинами, которое предлагается вычислять по минеральному составу глин, определенному по СГК. Однако этот метод ГИС применяется далеко не везде, кроме того, при таком подходе невозможно учесть наличие микропримесей элеменгов-акцессориев, которые могут существенно (в разы) увеличивать величину сечения глины.

Использование петрофизического уравнения для связи сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте с коэффициентом газонасыщенности также предполагает знание упрощенной петрофизической модели пласта, включая сечения матрицы, глинистого цемента и пластового флюида.

Ряд авторов предлагают использовать для определения текущей нефтегазонасы-щешюсти пластов комплекс ядерно-физических методов, включающих помимо ИННК и С/О каротаж. Это позволяет построить систему линейных уравнений, количество которых совпадает с количеством методов каротажа, включенных в данный комплекс. Уравнения используют линейные связи измеренных параметров с определяемыми содержаниями отдельных компонент породы через петрофизические константы для минералов, слагающих горную породу. Однако для построения такой системы необходимо, во-первых, знание

этих петрофизических констант, а, во-вторых, знание объемной модели породы, количество компонент которой выше, чем обеспечивается комплексом проведенных методов. При этом, применение С/О каротажа при определении Кг затруднительно из-за того, что в газонасыщенных разрезах его эффективность резко падает из-за низкого массового содержания углерода, а большие диаметры приборов не позволяют использовать их через НКТ.

Наиболее полно вопросы методологии определения Кг по данным ИННК в обсаженных скважинах и степень влияния различных геолого-технических параметров скважины и пласта на измеряемые параметры ИННК рассмотрена А.Л. Поляченко. На основании данных математического моделирования были построены зависимости декремента затухания потока тепловых нейтронов на малом и большом зондах и отношения малого к большому зонду от вариации различных параметров ГТУ, что позволило сделать выводы о степени их влияния на показания ИННК и возможность определения К,.. Из выводов автора следует, что Кг по данным ИННК уверенно определяется, если с достаточной точностью известны такие параметры ГТУ, как диаметры обсадных колонн, их заполнение водой либо газом, минерализация пластовой воды, пластовые температура и давление, пористость и литология. Степень разрушенности цемента за обсадной колонной и положение обсадных колонн практически не влияет на измеряемые параметры ИННК. Наиболее существенное влияние на показания оказывает содержание и состав глины в коллекторе, к сожалению, не всегда известные с достаточной точностью, позволяющей выделить эффект влияния глин, значительно превышающий влияние газа в пласте, поэтому в этом случае в процессе решения необходимо одновременно с определением Кг подбирать и модель глин. Выводы и рекомендации, изложенные в работе, были использованы при разработке настоящей методики.

На практике, в настоящий момент для оценки Кг пласта-коллектора его критические значения, а, следовательно, положите ГВК, определяются со значительной погрешностью. Используются разработанные под конкретные объекты методики, на некоторых месторождениях и ПХГ они вообще отсутствуют. ИННК в условиях проведения ГИС-коптроля на месторождениях и ПХГ является наиболее эффективным методом количественной оценки Кг в силу того, что конструктивные особенности ближней зоны, прежде всего, многоколонная конструкция газовых скважин, оказывают на него слабое влияние, позволяя выделять параметры газоносного пласта с наименьшими помехами. Однако единой универсальной методики интерпретации данных ИННК с целью получения Кг на месторождениях и ПХГ до сих пор не разработано.

Основной и наиболее часто применяемой методикой определения Кг является методика двух опорных пластов, когда различными эмпирико-статистическими методами оценивается сечение поглощения полностью водонасыщенного (соответствующего КГЮ) и полностью газонасыщенного (когда Кг=1, чего достигнуть нельзя, т.к. всегда существует остаточная водонасыщенность) пласта, а затем с помощью этих двух значений определяют текущее значение Кг. При кажущейся простоте, эта методика обладает двумя существенными недостатками: во-первых, полученные значения критических параметров применимы лишь в условиях конкретного газоносного горизонта, а в других условиях они будут меняться, и, во-вторых, в таком подходе предполагается, что содержание и состав глинистой компоненты не меняется по разрезу, а это в корне неверно.

Модифицированная методика двух опорных пластов учитывает основное петрофи-зическое уравнение, линейно связывающее измеренное по ИННК сечение поглощения тепловых нейтронов в пласте с сечениями каркаса скелета, скелетной глины и пластового флюида (воды, либо воды с газом) с учетом их объемных содержаний (пористости, глинистости, водонасьпцеююсги). По данным гранулометрии отбираются образцы, относящиеся к пластам-коллекторам. На основе лабораторных исследований керна этих образцов определяется элементный состав пород, причем как основных породообразующих элементов 51, Са, О и др., так и элементов, обладающих, аномальными нейтронными свойствами (В, Бга, Ой и др.) Затем по определенным содержаниям элементов с учетом табличных

значений сечений поглощения для них рассчитываются сечения поглощения скелета и глины, после чего, с учетом коэффициента объемной глинистости, определяется сечение поглощения твердой фазы породы. При обработке данных каротажа в измеренные значения сечения поглощения вносится поправка за влияние твердой фазы, и, таким образом, определяется сечение поглощения порового флюида. Однако такая методика также не учитывает изменения глинистости по разрезу.

В основу еще одной методики количественной оценки Кг и коллекторских свойств пластов положено использование модификации ИННК, метода оценки характера насыщения пластов с компенсацией влияния вариаций водородосодержания (пористости) (ИННК-КВ). Для его реализации измеряются отношения скоростей счета зондов ИННК при различных временах задержек. Для эксплуатируемых пластов определяется разница задержек при использовании аппаратуры АИНК-43, а для уменьшения статистической погрешности измерений задается ширина окон регистрации на каждом из зондов. При выбранном режиме компенсируется не все водородосодержание, а только разница в показаниях против водонасыщенных пластов. Кривые ИННК регистрируются в режиме компенсации влияния вариаций водородосодержания (кривая О) и в режиме определения водородосодержания пластов (кривая V). Параметр О = Г (Кг) функционально зависит от коэффициента объемной газонасыщенности, а параметр У= {(Кг, Кв) в условиях пластов, содержащих газ и воду, является функцией газо- и водонасыщенности пластов. При вытеснении из пласта воды газом аномалии на кривых О и V увеличиваются относительно линии нулевой газонасыщенности, а отношение параметров УАЗ стремится к единице. Таким образом, пласты разделяются не только по Кг, но и по К,, обособляясь по литотипам пород, которыми представлены исследуемые разрезы: глина, алеврит, алевролит, песчаник, а также их литологические разности. По результатам графических сопоставлений рассматриваемых параметров строится номограмма, которая позволяет определять водородосодержание (общую пористость), объемную газонасыщенность и газонасыще1шую пористость.

Недостатком данной методики является возможность ее использования только на тех объектах, для которых подобраны временные задержки пар зондов, обеспечивающие режим компенсации водородосодержания. Такой подбор задержек сам по себе является нетривиальной и неоднозначной процедурой, требующей анализа большого объема экспериментальных данных.

Еще одним вопросом, рассматриваемым в настоящей работе, является вопрос о степени влияния технологических каверн, образующихся в слабосцементировашгых пластах-коллекторах в процессе работы газовой скважины на возможность определения Кг. Каверна, заполненная газом, ведет к резкому повышению значений времени жизни тепловых нейтронов против такого пласта и, тем самым, искажает истинные показания ИННК. Пионерами в области исследования газозаполненных каверн методами ядерной геофизики является коллектив ЗАО НПФ «ГИТАС» (В.Н.Даниленко, А.И.Лысенков, Л.К.Борисова и др.). Вопрос об учете влияния каверн изучался ими на физических моделях пластов с кавернами и был достаточно широко опробован на 14 скважинах Северо-Ставропольского ПХГ. Однако в силу ограниченных возможностей и дороговизны модельного эксперимента, было решено продолжить и значительно расширить эти исследования методами математического моделирования с использованием алгоритмов Монте-Карло, чтобы изучить влияние и способы оценки каверн в зависимости от всех значимых параметров ГТУ, в т.ч. недоступных для экспериментального моделирования (например, от Кг). Сопоставление показало, что наши расчетные данные хорошо подтверждаются данными физического моделирования ГИТАСа.

Таким образом, до настоящего момента не существовало единой универсальной методики определения Кг, которая могла бы работать на любых месторождениях и ПХГ без применения специальной процедуры настройки под конкретные условия измерения, а

эти параметры могли бы задаваться интерактивно при вводе исходных данных для расчета.

Глава 2. ПЛЛЕТОЧНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ МЕТОДИКИ КОЛИЧЕСТВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ЯДЕРНО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Палеточное обеспечение методов ГИС основано на решении прямой задачи ядерной геофизики с учетом заложенного в алгоритмы ее решения широкого круга параметров ГТУ и диапазонов их изменения. В силу такого охвата 11 У, данная разработка должна базироваться на применен™ математического моделирования, ибо никакие другие методики не могут дать приемлемого результата за разумное время. В данном случае для решения этой задачи использовался набор программ и алгоритмов, разрабатывавшийся на протяжении ряда лет автором совместно с группой профессора А.Л.Поляченко и реализованный в пакете прикладных программ ПОЛЕ_ГИС.

Моделирование полей пейтронов. Полная математическая модель нейтронных методов каротажа состоит из ряда составляющих физико-математических моделей. Последние определены автором как классы параметризованных функций или алгоритмов со свободными управляющими параметрами, которые могут настраиваться на определенные классы задач. Модель геометрии описывает систему "прибор-скважина-зона проникнове-ния-неоднородный пласт". Она представляет собой систему вложенных некоаксиальных цилиндров различной длины, пересекающих под произвольным углом встречи произвольную систему плоско-параллельных границ (неоднородный пласт). Уравнения поверхностей заданы в цилиндрической системе координат (г,<р,г) как наиболее экономичной для задач ГИС. Модель скважинного прибора ядерного каротажа может быть задана с различной степенью приближения к реальной конструкции аппаратуры - от гомогенизированной до довольно детальной гетерогенной модели, учитывающей корпус, экраны и детекторы. Модели состава сред использют 6 типов: 1) прибор (начинка), 2) промывочная жидкость -ПЖ, 3) глинистая корка, 4) конструктивные детали (колонна, кожух, экраны и др.), 5) цементное кольцо, 6) пласт и зона проникновения. Каждый из них описывается своей пет-рофизической моделью. Модели состава и петрофизики позволяют задавать состав сред из произвольного числа минералов, литологических разностей, флюидов, ПЖ и т.д, которые содержатся в файловых базах данных. Математической моделью функции источников является распределенный по пространству и энергии точный источник в приближениях однократного рассеяния либо сечения выведения. Модель взаимодействия и петрофизики учитывает зависимость основных микроскопических сечений взаимодействия нейтронов от энергии, упругое и неупругое рассеяния нейтронов, анизотропию обоих типов рассеяния. Исходная 29-групповая база данных по сечениям основана на библиотеках БНАБ-78, БНАБ-64, ЕШР/В-1У, Сторма-Исраэля и включает энергетические зависимости всех типов микросечений в области от 0.025 эВ до 14.5 МэВ для следующих 18 базовых элементов: Н, В, С, N. О, Ка, А1, 81, 8, С1, К, Са, "Л, Ре, Тт, РЬ, В1. Модель включает алгоритмы обработки состава среды каждой зоны, расчета ядерных концентраций базовых элементов, укрупнения исходной многогругаювой системы констант и вычисления групповых наборов макросечений.

Модель сеточной дискретизации задает способы построения пространственной и временной сеток и сильно влияет на эффективность вычислительного алгоритма Автором выбран класс «адаптивных сеток», которые учитывают геометрию решаемой задачи и априори предполагаемый характер поля-решения. Использование априорной информации призвано обеспечить минимальную погрешность разностной аппроксимации краевой задачи и максимальную скорость сходимости сеточного решения. Временная сетка строится так, что шаг по времени является кусочно-постоянной возрастающей функцией времени I.

Это экономично, т.к. соответствует характеру затухания нестационарных полей от импульсных источников нейтронов.

При конечно-разностной аппроксимации краевых задач ГИС автором выбрана «точечная» схема, когда коэффициенты системы разностно-алгебраических уравнений берутся равными их исходным значениям в узлах сетки. Эти алгоритмы математически наиболее просты, хотя в качестве платы за простоту «точечная» схема требует повышенной плотности узлов сетки. Однако в целом она более экономична и, главное, более гибка и перспективна, позволяя переходить к различным геометриям без изменения алгоритмов преобразования коэффициентов.

Модель переноса нейтронов использует подправленное диффузионно-транспортное приближение с источником однократного рассеяния с сечением выведения и числом энергетических групп до 29. Исходная математическая постановка краевой задачи стационарного нейтронного каротажа (НК) представляет многогрупповую систему дифференциальных уравнений в частных производных эллиптического типа с кусочно-постоянными коэффициентами, зацепляющимися через правую часть. Для ИННК в этой системе стационарное уравнение для последней, тепловой, группы (или тепловой и надте-пловой групп для ИННКнг) заменяется на нестационарное уравнение параболического типа для этой же группы.

Распределение полей нейтронов описывается в общем случае сложным интегро-дифференциальным уравнением переноса Больцмана в фазовом пространстве высокой размерности (до 7). Коэффициентами уравнения Больцмана выступают дифференциальные макроскопические сечения рассеяния и поглощения нейтронов и гамма-квантов, которые представляют (по крайней мере для нейтронов) сложные, табличные (эмпирически заданные), резонансного типа функции энергии и угла рассеяния, заданные в диапазоне энергий, перекрывающем более 9 порядков (от энергии источников Ео~10-14Мэв до тепловых энергий Ег ~ Ю-2 эв). Ввиду большой математической сложности точные краевые задачи НК на основе уравнения Больцмана не решаются классическими аналитическими или численными методами математической физики, за исключением ряда сильно идеализированных случаев, далеких от реальности: однородная среда + независимость сечений от энергии и т.п.

В связи с этим, большое распространение для решения прикладных задач переноса нейтронов и гамма-квантов получили различные «многогрупповые приближения» переноса в сочетании с конечно-разностными схемами решения получающихся дифференциальных уравнений. Многогрупповой подход заключается в разбиении всей области энергий на некоторое число I интервалов, называемых энергетическими группами. Предполагается, что внутри каждой энергетической группы диффузия нейтронов происходит без потери энергии, пока они не испытают такого среднего числа столкновений, которое необходимо для уменьшения их энергии до уровня следующей, низшей группы; в этот момент нейтроны скачком переходят в следующую группу. Этот процесс продолжается до тех пор, пока нейтроны не перейдут из группы с наивысшей энергией (источник) в группы с наинизшими энергиями (надгепловую или тепловую). При этом сложная энергетическая зависимость сечений взаимодействий заменяется кусочно-постоянной функцией, которая внутри групп не зависит от энергии и равна среднему по группе. Для дальнейшего упрощения задачи обычно предполагается, что угловая зависимость плотности потока частиц и индикатриса рассеяния могут быть разложены в ряд по сферическим гармоникам Р„, и в этих разложениях достаточно оставить первые члены. При этом система уравнений для сферических гармоник поля в низких Р„-приближениях для каждой группы сводится к уравнению диффузионного типа. В результате краевая задача теории НК в 1-групповом приближении описывается системой I зацепляющихся дифференциальных уравнений эллиптического (для ННК) или параболического (для ИННК) типов, коэффициентами которого являются групповые константы, а на границах раздела задаются обычные условия сопряжения — непрерывности плотности потока поля и и нормальной компоненты тока.

Теоретический анализ многогруппового приближения и многолетний опыт его практического использования в ядерной геофизике показали, во-первых, эффективность этого подхода для быстрого и одновременно точного расчета полей ядерных излучений в сложных гетерогенных системах; во-вторых, применимость простейших вариантов этого подхода—диффузионного или Pl-приближений с малым или средним числом групп (I < 10) — при условии соответствующего выбора групповых констант и функций источников (правой части). В частности, это приближение достаточно хорошо описывает распределение полей замедлившихся нейтронов в средах со средним или высоким содержанием водорода (водород — аномально сильный замедлитель нейтронов). Геолого-технические условия при каротаже нефтегазовых скважин как раз представляют систему, большинство зон которой обладают повышенным водородосодержанием.

Копкреттшя модель переноса, используемая в работе, является одним го достаточно простых приближений теории переноса и замедления диффузионного типа с малым или средним числом энергетических групп (до 29) — так называемое подправленное диффузионно-транспортное приближение с анизотропными переходами и с распределенным источником однократного рассеяния или сечением выведения.

Исходная математическая постановка краевой задачи ННК представляет I-групповую систему дифференциальных уравнений в частных производных эллиптического типа с кусочно-постоянными коэффициентами, зацепляющихся через правую часть. Размерность треугольной матрицы коэффициентов системы уравнений (степень «зацепления») определяется числом нижележащих групп, в которые моделью разрешен переход нейтронов при рассеянии или из источника.

Правая часть каждого из групповых уравнений физически представляет источник в данной группе, состоящий из нейтронов, непосредственно излученных источником в данный энергетический интервал и перешедших в него из вышележащих групп за счет рассеяния на водороде и неупругого рассеяния, сопровождающихся большими потерями энергии («перескоки» через одну или несколько групп), а также за счет упругого рассеяния на ядрах остальных элементов из соседней группы.

Внутренние граничные условия сопряжения решения на физических границах раздела сред выражают непрерывность потока и нормальной составляющей тока нейтронов. Внешние граничные условия на границах ограниченной сеточной модели системы сква-жина-пласг отражают асимптотическое пространственное поведение поля и являются нелинейными. Поэтому они линеаризируются и аппроксимируются граничными условиями 3-го рода с апостериорной оценкой их точности.

Одним из наиболее эффективных методов решения полученной системы разност-но-алгебраических уравнений является метод неполной факторизации (МНФ). МНФ представляет сочетание быстрой операции векторной прогонки и схемы последовательных приближений. Быстродействие схемы МНФ в задачах ГИС объясняется тем, что матрица системы сеточных уравнений имеет, как правило, невысокий порядок в одном из направлений, обычно то азимутальному углу q>, что обусловлено геометрией ГИС и системой координат. В этом случае матричная прогонка, которая редко применяется из-за ее неэкономичности, становится не хуже обычной векторной прогонки.

Моделирование полей гамма-квантов. Методологической основой вычислительного алгоритма расчета полей гамма-квантов является идея комбинирования различных вычислительных схем, которая заключается в декомпозиции всей задачи на естественную последовательность более простых и физически различных этапов переноса. Для каждого из этапов подбирается наиболее адекватный по точности и быстроте метод моделирования переноса с приоритетом критерия необходимой точности. Быстрые алгоритмы включаются в единую вычислительную схему непосредственно, т.е. в онлайновом режиме. Медленные же алгоритмы исключаются из работы в режиме on-line, а вместо них в алгоритм входят априори заготовленные по ним результаты, имеющие вид многомерных таблиц, аналитических аппроксимант, баз данных и других представлений, позволяющих работать с

ними быстро. В итоге сборка алгоритмов для расчета полей гамма-квантов сохраняет точность на каждом этапе и приобретает высокую скорость в целом. При моделировании переноса гамма-квантов учитываются комптоновское рассеяние, фотоэффект и образование электронно-позигронных пар. Исходная 29-групповая база данных по сечениям содержит и константы, описывающие эти процессы.

Применяемый для решения прямой задачи расчета спектра гамма-излучения (ГИ) специальный алгоритм основан на суммировании всех спектральных линий элементов, входящих во все геометрические зоны модели прибор-скважина-пласт. Пространственно-энергетическое распределение плотности источников ГИ рассчитывается отдельно для каждой ячейки, а в случае СГК определяется содержанием естественных радионуклидов в каждой ячейке.

Полный спектр испускания одним элементом гамма-излучения в общем случае состоит из двух исходных частей - линейчатого спектра наиболее интенсивных монолиний («аналитических линий элемента») и регулярного непрерывного спектра. В специально созданной на основе табличных данных и монте-карловских расчетов базе данных (БД) для непрерывного спектра весь диапазон энергий испускания Ео разбит на равные окна шириной Ко, и это разбиение едино для всех элементов БД. Следовательно, непрерывный спектр испускания средой т (исходно слагающийся из заданных в БД гистограмм выходов отдельных элементов) аппроксимируется регулярным линейчатым спектром.

Дм естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), гамма-излучение которых детектируется при СГК, пространственное распределение источников задается по средам-ячейкам набором содержаний трех ЕРЭ - урана и, тория ТЬ и калия К-40. Спектры испускания и и ТЬ являются непрерывными, т.к. образуются наложением большого числа близко расположенных слабых линий. Поэтому они описываются только непрерывной регулярной частью. Спектр испускания К-40, наоборот, представляет единственную монолинию Ео,к=1.46 МэВ, поэтому для него отсутствует непрерывная часть, а линейчатый спектр вырождается в 1 член.

Суммирование спектров по геометрическим ячейкам и физическим средам позволяет получил, так называемые «физические» показания, дающие непосредственное значение с учетом геометрии и состава среды. Физический спектр, зависимость от энергии Е плотности потока ГИ в канале шириной с1Е, в точке 7А<А, рассчитывается методом свертки нерассеянного ГИ от всех элементарных сеточных объемов и от всех линий Е0 полных спектров испускания сред ш в узлах (у\к) с функцией Грина. Расчет функции Грина всегда представляет основную трудность, а нахождение нсрассеянного ГИ обычно является простым. Для линии испускания Ео в области энергий Е<Ео полная функция Грина включает только рассеяшюе излучение. Однако при Е=Ео в нее дает вклад как нерассеянное, так и рассеянное излучение, которое отнюдь не исчезает при Е —>Ео. Она предварительно рассчитана точным методом моментов (Гольдпггейн-Уилкинс, США) и находится в виде 4-мерной сеточной функции в базе данных.

Регистрируемый энергетический спектр гамма-квантов формируется за счет сцинтилляций, происходящих при попадании квантов в детектор прибора. Для отражения реальной картины, происходящей в аппаратуре, была специально рассчитала (по методу Монте-Карло) функция отклика сцшпилляционного детектора (ФОСД), которая характеризует плотность вероятности возникновения импульсов счета в .¡-канале аппаратурного спектра с аппаратурной энергией Еа} и единичной шириной от попавшего в детектор одного фотона с энергией Е5.

По определению, ФОСД представляет собой дифференциальный аппаратурный спектр измеряемых импульсов АР(Еа,) на выходе детектора от единичного моноэнергетического потока фотонов на поверхности детектора. Это означает, что она представляет собой энергетическую функцию Грина, для которой плотностью источников служит физический спектр полного потока фотонов, падающего на всю доступную поверхность детектора, поэтому дифференциальный аппаратурный спектр на выходе детектора выража-

ется в виде свертки физического спектра полного потока фотонов на всю поверхность и функции Грина по Е - матрицы ФОСД для заданного в задаче типа детектора.

Матрица ФОСД составлена для различных значений размеров, типа и разрешения детекторов, охватывая практически все их виды, используемые в отечественной аппаратуре гамма-каротажа. Специальный алгоритм аппроксимации позволяет воссоздать матрицу ФОСД и для детектора таких размеров, который отсутствует в базе, при этом база ФОСД будет пополняться, а новые матрицы смогут участвовать в последующих расчетах.

Разработка палеточного обеспечения методов ЯК. Аппарат решения прямых задач ИННК, НТК и СГК является основой для разработки специального набора зависимостей, связывающих измеренные интерпретационные параметры этих методов и искомые подсчетные параметры пласта, такие, как определенную по НТК пористость, глинистость (по ГК, СГК или ПС), газонасыщенносггь и т.д. При моделировании таких зависимостей необходимо принять определенную интерпретационную модель, адекватно отражающую условия измерений в газовых скважинах:

1) двухкомпонентный скелет пористой породы, состоящий из матрицы основной литологии и глины;

2) двухфазный состав порового флюида, состоящий из минерализованной воды и

газа;

4) матрица скелета представлена тремя основными литологиями: кварцевым песчаником, полимиктовым песчаником, типичным для северных месторождений газа Западной Сибири (70% кварцита (Si02) и 30% полевых шпатов (l(KAISi308)+2(NaAISi308))) и известняком;

5) Основными типами глин, встречающихся в разрезах газовых скважин, являются каолинит, монтмориллонит, хлорит и гидрослюда, а также различные их сочетания. Тип глины отражает ее водородный индекс, а объемная модель глинистого цемента, встречающегося в данном разрезе, определяется по методу СГК. Макроскопическое сечение поглощения тепловых нейтронов в глине определяется не только значениями, характерными для данного типа глины, но и содержанием в ней микропримесей элементов с аномальным сечением поглощения тепловых нейтронов (B+Gd+Sm+неучтенные элементы). Суммарное расчетное сечение всех аномальных микропримесей в глине варьируется так, что суммарное макросечение глины Sa™ меняется в диапазоне от 2.5 до 10 мс"1;

6) Газ в составе порового флюида - метан с соответствующими пластовыми значениями давления (Р) и температуры (Т), которые определяют его плотность;

7) Пластовая вода с минерализацией Спл, г/л NaCl имеет сечение захвата: Хак,д(Спл) = £а,од(0) + 0.07*Спл, Ха,од(0) = 4.884 мс"1, где 2а.вод(0) - сечеште захвата в пресной воде;

Палеточное обеспечение метода ИННК для геолого-технических условий (1 ТУ) газовых скважин создано с помощью массового математического моделирования прямых задач ИННК комплексом численных методов с привлечением экспериментальных данных измерений с аппаратурой АИНК-43 на моделях пластов.

Интерпретационными параметрами метода ИННК являются три измеряемых функционала от показаний двухзондовой аппаратуры АИНК-43:

а) Два «пластовых», или асимптотических декремента затухания ИННК, L1 и L2, на малом и большом зондах прибора. Декремент определяется как один га параметров разложения временного сигнала ИННК J(ti) на 2 экспоненты специальной программой декомпозиции;

б) Rue = Jue(Z„)/Jue(Z5)=<J(ZM)/J(Z6)) / (Jbo^ZJ/Jbo^Zj)) = 1Швод - отношение скоростей счета на ближнем и дальнем зондах прибора в условных единицах, т.е. нормированных на показания в баке с водой.

Таблица 1 - Варьируемые параметры ГТУ

Варьируемый параметр ГТУ Обо?-нач. Ед. иэм. Диапазон изменения

1 Пористость Кп % 0-40

2 Глинистость Сгл доли 0-0.6

3 Газонасьпценность Кг доли пор 0-1

4 Минерализация пластовой воды Сил г/л 0-300

5 Диаметр техн. колонны* Эк.т "(мм) 8"(219мм), 9" (245)

6 Диаметр экспл. колонны* Икол "(мм) 5"(146), 6"(168), 7"(178)

7 Диаметр НКТ* Онкт "(мм) 2.5"(73), 3"(89), 4"(114)

8 Плотность газа 5газ г/л 0-0.5

9 Заполнение экспл. колонны П.кал Газ; вода

10 Заполнение НКТ Плост Газ; вода

11 Макросечение поглощения глин £а,гл мс-1 2.5-10

12 Водородный индекс глин \Угл 0.2-0.45

Для решения задачи интерпретации и определения подсчетных параметров необходимо совершить переход от измеренных данных к физическим параметрам пласта - водо-родосодержанию \Vrai и сечению поглощения £пл, которые и несут информацию о составе пластового флюида. При этом параметр отношение Я функционально связан с '\Упл, а декременты Ыи12-с ¿пл. Для осуществления перехода от измеренных к физическим параметрам используются промоделированные данные на основе рассчитанных палеточ-ных зависимостей.

Методические возможности двухзоидового ИННК для определения коэффициента текущей газонасыщенности. Методические возможности 2ИННК с аппаратурой АИНК-43 для исследования газоносных пород и оценки Кг в разных ГТУ оценивались на этапе создания палеточных зависимостей для обработки данных ИННК совместно с группой проф. АЛ. Поляченко. Они определяют возможность по зависимостям декрементов Ы, 12 и отношения Я от параметров ГТУ оценить искомый параметр - текущее значение Кг с погрешностью на уровне 0.1 (в тех же долях, что и Кг).

Возможности метода 2ИННК решать задачу определения изменений Кг с удовлетворительной погрешностью на уровне 0.05-0.10 для типовых условий (ОсквД)кол/Онк1=216/168/89 мм, в интервале технической колонны (ТК) ОсквЛ>пс=2%/245мм) следующие:

а) В скважинах без ГОСТ задача всегда решается успешно с использованием ЫиЯ (а с Ь2 - несколько хуже);

б) В скважинах с НКТ, но без ТК задача всегда решается успешно с использованием Ы, хуже - с Я, и плохо - с Ь2 (кроме газового заполнения);

в) В скважинах с НКТ и техн. колонной (ТК), заполненных водой, задача не решается ни одним из измеряемых параметров 1Л, к, Ь2; при этом параметр Ы дает хотя и большую (>0.1-0.15), но все же минимальную погрешность по сравнению с другими параметрами;

г) В скважинах с НКТ и техн. колонной (ТК), со смешанным или газовым заполнением задача решается только с использованием параметра Ы, но не решается измерением параметров Я и Ь2;

д) Во всех случаях при заполнении газом точность оценки Кг обычно заметно улучшается;

е) При измерениях в скважинах без ТК приемлемую точность определения Кг во всех случаях дают параметры Ы и Я.

Обработка данных ИННК в горизонтальных и наклонных скважинах. Техника интерпретации методов ГИС в горизонтальных и наклонных скважинах (ГНС) будет отличаться от традиционной методики интерпретации в вертикальной скважине, прежде всего за счет изменения геометрии задачи, когда плоскопараллельные границы коллекто-

ров становятся уже не перпендикулярны оси прибора, в силу чего в зону исследования попадают помимо самого коллектора и вмещающие породы. Степень искажения исходной информации о пласте при этом будет зависеть от утла наклона пласта и его толщины, которые определяют расстояние от прибора до грагащы коллектор-неколлектор. Ясно, что для очень мощных пластов, при нахождении прибора от границы на расстоянии, большем, чем радиус глубинности данного метода ГИС, эта граница не будет вносить никакого искажения в показания, и, следовательно, технология интерпретации здесь будет такая же, как и для вертикальной скважины. Однако в случае малой толщины пласта или проводки траектории скважины вблизи границы, она уже будет ощущаться, и в показания необходимо вводить поправку за наклон и толщину коллектора, чтобы привести его к условиям вертикальной скважины.

Функция восстановления показаний двухзовдового ИННК за наклон и толщину пласта получена путем математического моделирования каротажной кривой для случая, когда газонасыщенный пласт определенной толщины и наклона расположен в водонасы-щенных пластах вмещающих пород. Расчеты проводились для углов наклона пласта 0°(вертикальная скважина), 30°, 50°, 60°, 70° (субгоризонтальная скважина) и толщин пластов 0.5, 1, 2, 5 м. При углах наклона > 70° форма каротажной кривой практически совпадает с диаграммой в горизонтальной скважине. Пласты толщиной более 5 м можно с учетом радиуса глубинности метода ИННК считать бесконечными. Т.к. при обработке используется относительная функция восстановления, то здесь наиболее важным является степень дифференциации кривой, т.е. относительная величина аномалии против продуктивного пласта, и ширина аномалии на ее полувысоте, при разных значениях угла наклона пласта

Учет влияния технологических каверн на показания ядерно-геофизических методов. Слабосцементированные алевритовые пласты при определенных условиях подвержены разрушению. Данный факт фиксируется выносом песчаной и алевритовой фракции из скважины на поверхность и образованием пробок в стволе. Газонасыщенные пласты с лучшими коллеюорскими свойствами, несмотря на высокие значения пористости и проницаемости, благодаря повышенной концентрации элементов с большим сечением захвата обладают сравнительно низкими значениями времени жизни тепловых нейтронов. Увеличение времени жизни тепловых нейтронов без роста газонасыщенности свидетельствует о разрушении коллектора.

Анализ накопленного геофизического материала показал, что образование каверн происходит в основном в интервалах притока при общей недостаточной газодинамической связи пласта со скважиной, то есть в интервалах с наибольшей скоростью потока газа При этом выделяемые каверны различны по объему.

На основе математического моделирования проводилась оценка влияния на показания метода ИННК величины каверны за эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Определялось влияние формы и размера каверны на показания малого зонда аппаратуры АИНК-43. Каверна постоянного объема ограничивалась скважиной с одной стороны и цилиндром с высотой 1 м и радиусом 25 см с другой. Форма каверны менялась таким образом, что вначале цилиндр был центрирован (т.е. симметричен относительно оси скважины), а затем эксцентричен так, что касался стенки скважины. Таким образом, была внесе-1И резкая неоднородность по углу.

Результаты моделирования позволили сделать следующие выводы:

1. Влияние формы каверны на показания ближнего зонда незначительны и в качестве модели можно использовать центрированную цилиндрическую границу.

2. Расчет для данной модели с кавернами различных радиусов показывает, что до размера каверны ~50 см зависимость относительных значений разности амплитуд каротажных кривых против каверны от ее размера практически линейна Таким образом, глубина каверны оказывает существенное влияние на показания ИННК.

Для учета влияния радиальных размеров технологических каверн на показания ИННК, которое является помехой при определении Кг, разработана система палеток со следующими значениями параметров ГТУ:

1) состав скелета пород представлял собой кварцевый песчаник, глинистый, глина в котором была смешанного типа (скелетная и рассеянная);

2) двухфазное насыщение пор состояло из минерализованной/пресной воды и газа -метана;

3) термодинамические условия любые, при которых метан еще остается в фазовом состоянии газа, т.е. его плотность меньше плотности газоконденсата (0.5-0.6 г/см3);

4) измерения проводятся в обсаженной скважине с основным диаметром эксплуатационного бурения (долото) 216 мм и центрированной эксплуатационной колонной диаметром 6" (168 мм) и толщиной 10 мм;

5) колонна заполнена пресной водой или газом;

6) процесс кавернообразования начинается с разрушения цементного кольца, после полного разрушения которого он переходит на пласт. Т.о., в общем случае заполненная газом полость каверны в радиальном направлении простирается от внешней стенки колонны радиусом Окол/2 = 8.4 см до внешнего радиуса каверны;

7) прибор лежит на стенке колонны.

Переменные параметры ГТУ - пористость Кп, объемная глинистость Сгл, начальная газонасыщешюсть Кг„а,, плотность газа в каверне М (влажность газа), заполнение скважины (вода/газ) - предполагаются известными по результатам интерпретации данных ГИС открытого ствола и из других промысловых данных.

Методика разработки системы палеток включает математическое моделирование показаний АИНК-43 комплексом численных методов теории переноса излучений, физическое моделирование показаний АИНК-43 на моделях пластов, математический синтез обоих типов показаний в единую систему теоретико-экспериментальных палеток (ТЭП).

Глава 3. НЕЙРОСЕТЕВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ КАК МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕИЗВЕСТНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПО ДАННЫМ ГИС.

Нейронные сети - мощный и на сегодня, пожалуй, наилучший метод для решения задач поиска информации в ситуациях, когда в экспериментальных данных отсутствуют значительные фрагменты информации, а имеющаяся информация предельно зашумлена. Высокая степень параллельности, допускаемая при реализации нейросистем, обеспечивает обработку недоступных оператору объемов информации за времена, меньшие или сравнимые с допустимыми временами измерений. Помимо этого, нейронная сеть помогает построить функциональную зависимость между подаваемыми на ее вход и выходными данными в том случае, когда они известны. На этом принципе основаны алгоритмы обучения нейронных сетей, которые будут описаны ниже.

Обратные задачи в различных областях геофизики являются плохо обусловленными и слабо устойчивыми за счет их существенной нелинейности и большой размерности как по числу неизвестных, так и по объему входных данных, а также их зашумленности измерительными погрешностями. Поэтому классические методы решения обратных задач встречаются здесь со значительными трудностями, связанными с большой размерностью и недостатком априорной информации. В данном случае эффективными методами инверсии наблюденных данных (т.е. решения обратной задачи геофизики) и являются методы нейросетевого моделирования.

Классическая искусственная нейронная сеть представляет собой три и более слоя взаимосвязанных элементов-нейронов, из которых первый слой формирует входные данные, а последний - выходные. Как правило, на несколько входов приходится один выход. Информация, поступающая на входы, обрабатывается внутренними слоями сети, накапли-

вается там. Каждому нейрону приписывается весовой коэффициент, который домножает-ся на величину поступившего на него сигнала и участвует во взвешенном суммировании. Таким образом, на выходе сети получается сигнал, сформированный из взвешенных сумм входных сигналов на каждом слое сети. Подбор весовых коэффициентов позволяет получить при данных входах практически любой выходной сигнал. Результатом работы сети и является набор весовых коэффициентов, преобразующих входные сигналы в тот выходной, который требуется получить.

Одной из простейших нейронных сетей, способных к перцепции (восприятию) и отклику на входной сигнал, явился однослойный персептрон Розенблатга Он состоит из элементов трех типов. Входной слой Б-элементов формирует сетчатку сенсорных клеток, принимающих двоичные сигналы от внешнего мира Далее сигналы поступают в слой ассоциативных (А-элементов), которые выполняют нелинейную обработку информации и имеют изменяемые веса. 11-элементы с фиксированными весовыми коэффициентами формируют сигнал реакции персептрона на входной сигнал. Такая сеть имеет только один слой нейропроцессорных элементов, поэтому является однослойной. Она характеризуется матрицей синаптических связей от сенсорных к ассоциативным элементам. Элементы этой матрицы являются весовыми коэффициентами каждого нейрона, с помощью которых выходной сигнал У персептрона представляется в виде линейной комбинации сигналов X, поданных на вход,

Классификация типов нейронных сетей проводится по различию типов их обучения. Таких типов два: «обучение без учителя» и «обучение с учителем». Они отличаются степенью известности выходной информации. «Обучение без учителя» предполагает незнание выходного «пиала, а «обучение с учителем» использует известный выходной сигнал, по которому подбираются весовые коэффициенты нейропроцессорных элементов сети. В данной работе используются оба типа нейросетей. К первому типу относится метод самоорганизации Кохонена, упорядочивающий («кластеризующий») входной сигнал. Ко второму типу относится многослойный персептрон, являющийся логическим продолжением перспетрона Рознеблатга, используемый для построения на этапе обучения функциональных зависимостей между входным и выходным сигналом, на основе которых затем для входного сигнала с неизвестным выходом находится отклик нейросети.

Модель персептрона содержит ряд параметров, которые позволяют управлять процессом обучения и скоростью сходимости алгоритма. К таким параметрам относятся: коэффициент передаточной функции сигнала, скорость обучения, число нейронов на скрытом слое. Для определения их оптимальных значений и тестирования всей модели в целом был построен специальный математический алгоритм и построены зависимости функции ошибки от искомых параметров, минимумы которых и отмечают их оптимальные значения.

Процесс обучения сети Кохонена происходит следующим образом. В начале обучения задаются случайные значения весов которые в данном случае играют роль средних значений координат точек, входящих в кластер (т.е. веса V/ определяют координаты цешра кластера). Веса в процессе самоорганизации модифицируются при поступлении на входы сети новых векторов из обучающей выборки, для каждого нейрона определяется отклонение координат его веса V/ от координат входного вектора обучающей выборки. Далее выбирается нейрон, для которого это отклонение минимально и на текущем шаге обучения модифицируются только веса нейронов га ближайшей окрестности этого нейрона Таким образом, в процессе обучения входные данные из обучающей выборки разбиваются на сходные по значениям классы, причем степень различия между ними определяется детальностью разбиения всего пространства входных данных на классы (т.е. полным их количеством).

На основании математического моделирования процедуры обучения сети Кохонена на реальных каротажных данных была выявлена зависимость оптимальной скорости сходимости от номера итерации г и номера текущего подстраиваемого нейрона т вида:

Ь„.(0 = а0(1 -ЪТ) ехр (- (т-т*)2/ 2М2(1 - ЪТ)2)

Здесь Т - максимальное число итераций, М - полное число кластеров, на которое разбивается пространство входных векторов, оно должно определяться условиями текущей задачи, детальностью разбиения пространства векторов и количеством векторов.

Глава 4. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫЩЕШГОСТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕЙРОСЕТЕВОЙ ТЕХНОЛОГИИ.

Определение состава глин по данным СГК Интерпретационными параметрами СГК являются массовые концентрации естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ): урана, тория и калия, которые характеризуют наличие в пласте глинистых минералов, а также калийных солей и полевых шпатов. Глинистые минералы отличаются различным содержанием ЕРЭ, что позволяет выделять их по концентрациям урана, тория и калия. Содержание ЕРЭ в глинистых минералах на порядки превышает их содержание в скелете породы, что делает метод СПС очень удобным для определения объемной глинистости и выделения типов глин, содержащихся в пласте. Глинистые минералы отличаются различными водородными индексами, поэтому знание состава глин особенно важно при использовании нейтронных методов, которые чувствительны к водородосодержанию.

Возможность оценки объемного содержания глинистых минералов по данным СПС связана с тем, что в большинстве случаев имеются априорные сведения о составе (по крайней мере, основных) глинистых минералов, что упрощает выбор модели самостоятельной интерпретации данных СГК. Если априорные сведения о составе глины отсутствуют либо недостоверны, то для построения геологической модели глины используется кроссплот ТЬ-К. Измеренные значения Сп, и Ск, нанесенные на кроссплот, попадают в области, характеризующиеся содержанием тех или иных глинистых минералов. Проблема здесь заключается в том, что измеренные значения концентраций соответствуют смеси различных глинистых минералов, а отдельные области на кроссплоте отвечают содержанию лишь одного, чистого минерала. Для того, чтобы обойти эту трудность, были построены кроссплоты для различных смесей, состоящих из четырех глинистых минералов, входящих в смесь в различных концентрациях. Эти четверки выбирались из полного набора основных глинистых минералов, а концентрации задавались случайным образом так, чтобы максимально покрыть весь возможный диапазон изменения содержаний ЕРЭ в такой смеси. Выбор именно четырех минералов обусловлен числом возможных уравнений, используемых для определения их концентраций - это два уравнения метода СГК (для Сц, и Ск), уравнение для интервального времени АК и плотности ГТК. Области различных четверок перекрываются, т.к. эти наборы содержат ряд одинаковых компонент. Чтобы определить набор компонент, составляющих глину в данном разрезе, необходимо определить максимальное число таких перекрытий, каждое из которых выдаст общие компоненты для всего интервала разреза. Из них выбираются четыре минерала, которые встретились в наибольшем числе точек, они и составят минеральную модель глины. Теперь необходимо определить их концентрации О, на каждой точке глубины.

В общем случае систему уравнений относительно С] можно переписать в матричном виде

АС=В, (1)

где матрица спектральных коэффициентов А составлена из концентраций ЕРЭ в отдельных компонентах породы, а столбец В составлен из измеренных в процессе каротажа значений концетраций ЕРЭ.

Проблема, встающая при интерпретации данных СГК, заключается в том, что, как правило, точные значения содержаний ЕРЭ в компонентах породы обычно не бывают известны. Существуют лишь достаточно широкие диапазоны изменения этих величин. Традиционно эту проблему обходят, выбирая некоторое наиболее вероятное (среднее по диапазону или определенное каким-либо иным способом) значение каждого параметра в каждом компоненте породы и решая систему (1) относительно вектора С для матрицы Ат, составленной из таких значений. Однако такой выбор матрицы может привести к значительным ошибкам в определении концентраций компонент.

Более правильным способом является определение концентраций компонент с одновременным подбором значений матрицы спектральных коэффициентов, т.е. интерактивная настройка расчетной модели глин. Переписав систему (1) в виде

С=А''В=ШЗ (2)

и используя уравнение баланса ££¡=0™, можно покомпонентно сложить все ее уравнения, получив зависимость вида СпгЗл^У^, где коэффициенты подлежат

определению.

Для нахождения коэффициентов W используем метод наименьших квадратов. Построим функцию невязки

Р^С^У-СгЛ2, (3)

где суммирование ведется по всем точкам глубины. Дифференцируя невязку по искомым и приравнивая полученные функционалы нулю, получим систему уравнений для их определения.

Зная коэффициенты \¥ и используя соотношения , где 0=А"' необходимо

определить значения элементов матрицы А. Для этого применим методику нейронных сетей. Если обозначить у,=2Юд - выходной вектор сети, который предстоит определить, то невязка будет выглядеть следующим образом

Е=1/21(у, - \\^)2=1/216/. (4)

Суть нейросетевого подхода состоит в минимизации выражения (4). Процесс нахождения неизвестных коэффициентов в выходном векторе у\ является процессом обучения нейронной сети, а роль учителя здесь играет коэффициент В случае применения простейшей методики персептрона общий вид итерационной процедуры обучения будет выглядеть следующим образом

Б,, (1+1)= И, ,(0+115,

у,(1+1)=т,(1+1), (5)

где Ь - скорость обучения, а начальные значения неизвестных 0Ч(0) выбираются случайным образом. Таким образом, определяются элементы матрицы А, соответствующие содержаниям ЕРЭ в компонентах глины, точные значения которых неизвестны, а использование каким-либо образом усредненных зависимостей может привести к большим погрешностям в определении концентраций этих компонент.

После того, как содержания ЕРЭ компонент определены, уравнения (2) с уже известной матрицей А позволяют определить искомые концентрации этих компонент С;.

Комплексная методика определения текущей газопасыщепности по данным ИННК. Комплексный подход к интерпретации основан на обработке данных ИННК с привлечением методов ГИС в открытом стволе, проведенных после бурения скважины.

От! необходимы для определения таких параметров, как пористость, глинистость, водородный индекс и сечение поглощения глинистой компоненты.

Вначале осуществляется первичная обработка данных ИННК, СГК, т.е. переход от измеряемых параметров к интерпретационным - сечению поглощения тепловых нейтронов в пласте и концентрациям ЕРЭ. Затем определяется минеральная модель глин по СГК, ее водородный индекс и сечение поглощения. Здесь необходимо заметить, что в глинах зачастую присутствуют микропримеси элементов-акцессориев с аномально большими сечениями поглощения, содержание которых по СГК определить невозможно, поэтому сечение поглощения в глине неизвестно. Кроме того, в ряде скважин СГК не проводится вовсе, вместо него пишут интегральный ГК, который позволяет определить лишь объемную глинистость, оставляя вопрос о минеральной модели открытым. Таким образом, в общем случае задача определения Кг сопряжена с задачей одновременного подбора модели глин (\Уга, Хгл), удовлетворяющей определенным по ИННК значениям пласта Хпл)-

Заполненные газом технологические каверны, образующиеся в процессе эксплуатации газовых скважин, преимущественно в слабосцементированных высокопористых песчаниках на ПХГ, также оказывают существенное влияние на точность определения Кь поэтому методика интерпретации должна также учитывать их влияние.

Интерпретационно-петрофизическая модель:

- Двухкомпонентный скелет породы: матрица основной литологии, известной из априорной информации по объекту, и глина с объемной глинистостью Сгл.

- Двухфазное насыщение пор - газ и пластовая вода с минерализацией С„л, г/л.

- Коэффициент Кг заключен в типовых границах:

Кг „стСКп) < Кг < К, тах; Кг 1шх=0-9±0.05 (6)

Кгост(К11) = а-ЬКп ; а = 0.4±0.05 ; Ь = 0.65±0.1.

- Модель глин задается в основном двумя факторами (Шгл, 2Гл) - ее водородсодер-жанием (ВИ) WГл, которое определяется минеральным типом глины Тгл> и сечением поглощения £Гл , которое зависит как от , так и от содержания в ней микропримесей аномально нейтронопоглощающих элементов (МАНПЭ) в пересчете на бор, Сют- Диапазоны вариаций \УГЛ и Хгл равны

0.07 < < 0.37 ; 1.9 < £Гл^гл,Сьог) < 11 мс1. (7)

Различиями скелетов большинства типов глин Тгл можно пренебречь.

- Газ в порах - метан с давлением Р и температурой Т, его плотность 5Г, \УГ и сечение поглощения Ъ, определяются формулами

5,=2.16*РЯ [г/см3]; \\,г=2.25*бПц; 2Г=11*5ГЮ [мс1]; (8)

- Пластовая вода с минерализацией СГ1Ъ г/л имеет сеченис 2В| мс"1 и ВИ

= 4.89 + 0.07*СШ; \У„(С„Л) = 1- 0.00036 С„,~1. ' (9) - Прямая петрофизическая модель для определяемых по ИННК параметров общего сечения поглощения Х™ и общего водородосодержания \¥„л пласта:

1ПЛ=(1 -К^С^ + СглБ-л+К^С! -КГ)1, + КГУГ), (10)

WIlл = С,,\\'гл+ К„( (1 - КГ)\У, + КЖ), (11)

где - сечение скелета, а ВИ и сечения глины, воды, газа определяются по (8),(9); X», 8г, Ег, V/, принимаются одинаковыми в интервале обработки.

Алгоритм (методика) определения газонасыщениостн

1. Из данных ГИС открытого ствола берется пористость К„ по НТК и глинистость Сга по ГК/СГК или по ПС (в зависимости от типа разреза).

2. Задача определения Кг по ИННК в условиях неисследованной модели глин (Хгл, \УгЛ) сводится к задаче нахождения 3-х неизвестных параметров (КГ,Х™,\УГЛ) по 2-м «измерительным» уравнениям для интерпретационных функционалов прибора ИННК (Ь1, Л) и любой имеющейся дополнительной и/или априорной информации о неизвестных, прежде всего о модели глин. Последняя, как показывает практика ГИС на месторождениях и ПХГ, может быть получена, но нередко и отсутствует. В зависимости от наличия, характера и

точности такой дополнительной информации о модели глин (Хгл, WrjI) реализуются 4 варианта со своими алгоритмами нахождения Кг.

3. Вариант А - известно \Угл. Имеется априорная информация о типе глин Тгл - по СГК, или по керну, или из геологических представлений, или по соседним скважинам. Тип Тгл достаточно тесно связан с ВИ глин Wrl: для каолинитов и хлоритов Wr, = 0.320.37, для монтмориллонитов \Vm - 0.2, для гидрослюд Wr;I=0.07-0.16. Если Тгл и ВИ Wr„(Trj) априорно приближенно известны, имеем ситуацию «информационной достаточности СП» с 2-мя неизвестными (Кг, У„) и 2-мя уравнениями для их определения по измеряемым L1 юм и RucmM:

Ll(Kr, ¡К'ДУгл*) = Llra„, (12)

Rue(Kr, Хгл |K*,Wni*) = RueraM, (13)

Левые части системы (12)-(13) представляют точные двумерные палеточные зависимости декреме1гга L1 и отношения Rué от Кг, ]Г„ , которые точно генерируются программой «АИНК43-Кг» для каждого кванта глубины к текущим условиям измерений К* и к W* из многомерной БД сеточных палеточных функций. После этого определение Кг сводится к поквантовому решению системы двух численных уравнений (12)-(13) с ограничениями (6),(7) относительно Кг, £ГГ1.

4. Вариант Б - известно У,.. Этот случай должен штатно реализовываться в технологии «АИНК43-Кг», которая предусматривает измерение ИННК в заведомо водонасы-щенных пластах 1шже ГВК. Для них, принимая КГ=КГ К1 согласно (6) и зная К„ и Сгл га данных ГИС, можно рассчитать «стандартные» значения декрементов Lio, Т2„ и сече1шя поглощения в глинах Хгл 0, соответствующие «чистым» породам в отсутствие МАНПЭ. Сравнивая их с измеренными декрементами L1 Ь2ШМ, оцениваем добавку dXm(Cbor) ~ (L1 ЮМ Ll„) к сечешпо ¿.гло за счет содержания МАНПЭ (в пересчете на бор, Сь«,) в водоносных пластах. В геохимии бора и других МАНПЭ ее связывают с акцессориями именно в глинистом материале терригенных пород, и она приводит к линейному росту зависимости Хгд(Сых). Принимая £гло, с!Хгл(Сьог), Сьог одинаковыми для обрабатываемого интервала (геохимически это обосновано еще недостаточно), можно считать сечение в глинах Хгл*=Егп о+^ХгЛ*(Сьаг) приближенно найденным. Т.о., мы опять попадаем в ситуацию «информационной достаточности СП» с 2-мя неизвестными (Кг, Wrl) и 2-мя уравнениями (12)-(13). Их левые части есть точные палетки Ll(Kr,Wr„]K*,Xra*) и Rue(Kr,Wr„|K*,Xrn*) от Kr,W„, которые генерируются в калодом кванте из многомерной БД ТЭП.

5. Вариант В - известны yg» и 1Угл. Выполнены одновременно условия вариантов А и Б, т.е. оценены £гл=£*гл и Wr,=W*„, «СП информационно избыточен». Одно неизвестное Кг находится независимо из уравнений (12) для L1 и из (13) для R. В них левые части - палеточные зависимости L1 (Kr|K*,Xr„*,\V *гл) и R(KrfK*,Xra*,W*„) от Кг - точно генерируются из БД ТЭП для текущих 11У К* и известных поквантово. Это дает 2 решения, Kr[Ll] и Kr[R], и в качестве окончательного решения принимается их средневзвешенная оценка <К,> с весами, обратно пропорциональными дисперсиям исходных решений.

6. Вариант Г - неизвестны У„ и \Угл. Полное отсутствие априорной информации о модели глин означает «информационную недостаточность СП», когда для определения 3-х неизвестных (Kr, £га ,Wra) имеется лишь 2 «измерительных» уравнения (12)-(13). Такая геолого-промысловая обстановка является довольно типичной. Решение для варианта Г является неоднозначным и имеет вид кривой, связывающей два неизвестных, ограниченных условиями (6)-(7). Однако эти ограничения слишком общие и слабые, чтобы существенно сузить область неоднозначности. Способ ее более значительного сужения состоит в следующем.

Г1. Имеется 2 разбиения обрабатываемого разреза: по данным ГИС открытого ствола - на крупные «ГИС-пласты», обычно с толщинами -1-5 м, и по данным 2ИННК - на более мелкие «ИНК-пропластки» с толщинами -0.4-1.5м. При этом типичные «пласты» включают в себя несколько «пропласпсов». Оба разбиения увязываются по глубине, на-

пример, с использованием корреляции обратного отношения 1/R(2HHHK) и НГК, которая оказалась очень тесной.

Г2. Интерпретация ведется по «ИНК-пропласткам», но не независимо по каждому, а с учетом их связанности в группы, попадающие в крупные «ГИС-пласты». Связи сред в «пропласгках» каждого такого «пласта», превращающие его в объект комплексной интерпретации, определяются следующей моделью локального поведения свойств породы внутри «пластов» (принятой на основе экспертных оценок петрофизиков-интерпретаторов): а) Кп, Спл, Tr.iíWn) там постоянны; б) Сгл постоянна либо может меняться не более чем на 0.02-0.04 (если Сгл оценена по ПС); в) изменения Кг и X™ не ограничены в пределах неравенств (6)-(7). Эти связи между соседними «пропластками», как показали вычислительные эксперименты, в большинстве случаев достаточны, чтобы восполнить недостающее число петрофизических уравнений и дать однозначное решение по всем 3-м неизвестным параметрам пород (Kr, Xm,Wra).

ГЗ. Неизвестные Kr, WrJ1 и являются кусочно-постоянными функциями номера «ИНК-пропластка» п. Неравенства (6)-(7) задают допустимые интервалы DW„, DX™ , DKr изменения решений в данном «ГИС-пласте», каждый интервал покрывается сеткой узлов. Поиск решения задачи ведется во внешнем цикле по пластам и во внутреннем цикле по пропласпсам. В каждом пласте делается полный перебор всех узлов Wr¡1 из DW„. Затем для каждого испытываемого узла W„ ¡ генерируются из БД ТЭП двумерные семейства палеток R(Kr,£rn|\V„ ¡,K*,n) и Ll(Kr,¿JW„ ¡,K*,n) для текущих условий измерения К* в пропластке с номером п. Они используются в качестве левых частей уравнений (12)-(13) с ограничениями в виде неравенств (6)-(7). Из них для испытываемого Wr,¡ находится решение (Кг ¡(n), £гл ,(п)), если оно существует. Перебором всех узлов W„ ¡ из DWr, получаем множество допустимых решений {Кг ¡(n), ¡(n)} для n-го пропласпса, т.е. принадлежащих параллелепипеду DWra *DKr х D£rn , а лежащие вне его решения отбрасываются. Так же находятся множества допустимых решений {Кг ¡, Хгл ¡} для остальных про-пластков, входящих в рассматриваемый пласт. Для всего «пласта» в целом допустимая область решений представляет теоретико-множественное пересечение П(п) всех множеств допустимых решений для каждого пропластка внутри «пласта».

Г4. В результате для этого «ГИС-пласта» находится одно или несколько решений (ветвь YES), либо пересечение П(п) пусто и решение отсутствует (ветвь NO). При YES выходным решением считается его единственное или средневзвешенное значение по найденному множеству решений в П(п). При N0 данный «ГИС-пласт» уже нельзя считать единым и однородным по TrJWm), а каждый входящий в него пропласток надо рассматривать в качестве независимого пласта со своим типом глины Trjl(Wra). Решение в нем ищется как в п. ГЗ.

Г5. Блок диагностики отслеживает долю «пластов» по NO-ветвн и, если она оказывается слишком высокой (>20%), указывает возможные причины и пути выхода из этой ситуации.

7. На следующем этапе определяется размер технологической каверны, когда она выявлена Критерием заведомого ее отсутствия является значение Кп<10%. Оценка размера каверны осуществляется по 3-м логическим ветвям, в зависимости от того, было ли найдено в п.2 значение Кг.

7.1. не найдено ни Kr(Ll) ни K,(R). В этом случае определяется по палетке для размера каверны:

a) K^ при S»,=0; б) при Кг=0; в) КГ" при SK„raK;

г) если Кг""" < Krmi", то в цикле по Кг от Кг1™" до Кг""" по зависимостям SK„(L1, Кг), S„,(R, Кг) определяется значение Кг, при котором ]K^L1, S„„) — Kr(R, Sbui)|—»min. Тогда искомое Kr = (Kr(L 1, S.„) + Kr(R, Sra))/2.

7.2. найдено либо Kr(Ll), либо K,(R). В этом случае по палеткам для размера каверны:

а) определяется S„,(L1, Kr(Ll)) либо S„,:¡P.: Kr(R));

б) определяется то значение Кг, которое не удалось определить на 1-ом этапе (п.п. 1,2) Кг(Я)= КГ(К, Б«,) либо КГ(1Л)= КГ(Ь1, Б«.).

Искомое Кг= (К,(1Л)+ КГ(К, 31Ш))/2 либо Кг= (КГ(К)+ К^Ы, Б„в))/2.

7.3. найдено К,0,1) и КГ(Я). В этом случае определяется

а) 8Ы>= ^„„(Ы, К,(Ы)) + КДЯ)))/2;

б) уточняются значения Кг = (К,(Ы, 8Ш) + 8и,))/2;

в) данное значение усредняется с тем Кг, которое было получено на 1-ом этапе (п.п.1,2).

Значение коэффициента газонасыщенности Кг, определе!шое по данной методике и является искомым решением задачи. При этом также определяется и толщина технологической каверны 5ИВ.

Для проверки корректности методики и оценки точности определения Кг была решена задача для теоретического, модельного разреза, все входные данные и соответствующие им выходные данные для которого полностью имитируется на компьютере. Смысл и ценность этой методики в том, что в ней известен точный ответ обратной задачи интерпретации - искомое распределение КДН) по разрезу, что позволяет тестировать правильность работы всех блоков технологии и надежно оценить погрешность определения Кг.

По результатам тестирования установлено, что для достижения требуемой точности оценки К,, в обсаженной газовой скважине по данным ИННК, необходимо определять декремент затухания нейтронов на малом зонде 1Л с относительной погрешностью не более 5%, и отношение показаний на зондах Я с относительной погрешностью не более 3%.

Глава 5. ПАКЕТ ПРОГРАММ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИС И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫ-

щЕнноста

Пакет прикладных программ (ППП) «АИНК43-Кг» ориентирован на определение коэффициента К, по данным ИННК. Он использует модульную организацию как основной технологический принцип конструирования, содержит специализированные языковые средства, обеспечивающие удобный интерфейс с ним пользователя. В составе пакета есть специальные системные средства, такие, как специализированные базы данных, средства взаимодействия пакета с операционной системой, графический интерфейс и т.д.

Прикладные программы, включенные в пакет, обладают такими важными качествами, как эффективность (т.е. оптимальное соотношение точности и быстродействия), надежность, простота использования, простота переносимости.

ППП адекватно реагирует на аварийные ситуации, приводя к выдаче сообщения об ошибке и остановке того программного модуля, который ее вызвал; введение того или иного набора управляющих параметров определяется уровнем квалификации пользователя пакета.

ППП состоит из отдельных модулей, каждый модуль должен удовлетворять ряду критериев: актуальности (т.е. числу различных контекстов его применения), содержательности (т.е. пригодности модуля для решения некоторой нетривиальной задачи), эффективности сборки пакета, простоте модернизации и модификации пакета (т.е. возможности добавления или изменения отдельных модулей без изменения общей структуры пакета). Каждый модуль определяется количеством входов и выходов, в большинстве случаев наилучшим считается один вход и один выход для каждого модуля, что резко упрощает организацию взаимодействия модулей. Заключительный этап сборки ППП из имеющихся модулей преследует две цели: а) задание графа решения прикладной задачи, т.е. определение состава и последовательности необходимых для решения модулей; б) организация исполнения модулей в пакетном режиме, в частности, сопряжение модулей по входным и

выходным параметрам. Сборка модулей ППП осуществляется управляющей программой ППП, которая последовательно вызывает необходимые модули согласно графу решения.

Вначале данные, записанные прибором АИНК-43 в специальном ЬАВ-формате, обрабатываются прилагаемым программным обеспечением и переводятся в интерпретационные параметры ИННК - декремент затухания потока тепловых нейтронов на ближнем и дальнем зонде и отношение показаний ближнего к дальнему зонду. Затем эти данные в ЬА5-формате загружаются в геофизическую программу типа ПО «Геопоиск» (Камертон, Прайм и т.п.), где происходит их увязка по глубине с данными радиоактивных методов (НТК, ННК), полученными в открытом стволе при бурении скважины. Увязанные значения декрементов и отношения вместе с результатами обработки открытого ствола (К„, С™, Сил), информацией о пластовых температуре и давлении, конструкции скважины (набор и диаметры обсадных колонн, заполнение ствола скважины, межгрубнош пространства водой либо газом), информацией о глинах Wгл, £гл (если проведен метод СГК, то результат обработки по программе SglcPгoject, иначе эти данные отсутствуют) поступают на вход пакета «АИНК43-Кг», где на основе разработанного набора палеточных зависимостей БД ТЭП определяются размер технологической каверны Зин и текущая газонасыщенность Кг, которая сопоставляется с прогнозируемым распределением Кг по разрезу, и при выявлении больших расхождений между ними направляется на переинтерпретацию с изменением отдельных входных данных.

Пакет «АИНК43-Кг» имеет в своем составе специальный модуль Sg^cProject, предназначенный для определения минерального состава и водородного индекса глин.

Спектр СГК, записанный по всему разрезу и обработанный в специальной программе разложения, переводится в содержания ЕРЭ и поступает на вход программы SgkProject, где строится минеральная модель глин, которую пользователь, при необходимости, может корректировать. После выбора компонент глины на основе измеренного спектра рассчитывается матрица содержаний ЕРЭ в этих компонентах, с помощью которой затем осуществляется расчет содержаний этих компонент в глинах. Если существует априорная информация о содержании минеральных компонент глины в разрезе, она сопоставляется с расчетными содержаниями и, при необходимости, проводится перешггер-претация с коррекцией модели глин.

Основпые характеристики пакета АИНК43-Кп

- КОМПЛЕКС МЕТОДОВ нейтронного каротажа в импульсной и многозондовой модификациях, гамма-каротажа в спектрометрической модификации (2ИННК, СГК);

- СКВАЖИНЫ: произвольной конструкции, в т.ч. необсаженные, обсаженные, многоколонные, заполненные водой либо газом.

- НАКЛОН СКВАЖИН: произвольный, в т.ч. вертикальные, наклонные и горизонтальные скважины.

- ГЕОМЕТРИЯ ПЛАСТОВ: однородные, любой конечной толщины, тонкопере-слаивающиеся пачки, слоисто-неоднородные произвольной структуры, с контрастными или непрерывными переходными зонами ВНК и ГЖК;

- СОСТАВ ПЛАСТОВ: скелет включает один из трех лиготипов, глина с учетом микропримесей, насыщение пор - минерализованная вода и газ переменной плотности (определяется по пластовым температуре и давлению);

- ИНТЕРФЕЙС: а) адаптация расчетной модели путем управления вычислительным процессом; б) визуализация ввода/вывода; в) получение по результатам расчета систем зависимостей измеряемых функционалов в виде каротажных диаграмм;

- БЫСТРОДЕЙСТВИЕ: расчет измеряемых показаний на интервале разреза в 100 м занимает процессорное время порядка 10 сек;

- ТЕСТИРОВАНИЕ и ТОЧНОСТЬ: сопоставление расчетов с данными обработки комплекса методов ГИС при бурении и физических экспериментов на моделях пластов в расчетных моделях, максимально близких к реальным условиям измерений (ЬепсЬтагк-тесгы), в значительном большинстве случаев дало хорошо согласующиеся результаты;

- ЭФФЕКТИВНОСТЬ: баланс 4-х основных взаимно-противоречивых критериев эффективности: точности, быстродействия и универсальности по геометрии и по комплексу методов - реализован следующим образом:

* точность - достаточная для ЯГ (требует настройки моделей),

* быстродействие - максимальное,

* методические возможности - высокие (за счет широкого комплекса геометодов),

* геометрические возможности - практически максимальные.

- ПРЕДСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ: графическое, файловое.

Пакет программ разработан в двух вариантах - в виде автономного модуля для работы с данными ИННК и специальной библиотеки, подключаймой к широко используемому геофизическими предприятиями пакету ПРАЙМ.

Глава 6. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ НАУКИ И ПРОИЗВОДСТВА

Определение коэффициента текущей газонасыщешшсти сеноманских отложений на месторождениях ЯНАО. Прямое опробование методики количественного определения Кг с коррекцией за влияние технологических каверн было выполнено на материалах промыслово-геофизических исследований по данным АИНК-43 и ГИС открытого ствола в наблюдательных и эксплуатациогаплх скважинах Уренгойского, Тазовского и Южно-Русского месторождений.

Геологический разрез на месторождениях представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизовштыми породами палеозойского фундамента. Кровля сеноманской продуктивной толщи контролируется отложигиями глин (покрышкой) турон-палеогенового возраста с толщинами до 500 м. Продуктивная толща сеномана представлена песчаниками, алевролитами и глинами, которые выклиниваются, фациалыю замещаются на различных расстояниях. Толщина пропла-стков и пластов-коллекторов составляет от 0.4 до 28 м. Наибольшее распространение имеют коллекторы от 2 до 4 м. Толщины глин и заглинизированных пород изменяются от 0.4 до 25 м.

Общая характеристика верхней продуктивной части пласта ПК-1 (сеноман): глинистый цеммгг коллекторов кровли сеномана представлен в основном иллитом, каолинитом и хлоритом; скелет представлен в большинстве случаев полимиктовыми песчаниками, содержание в которых полевых шпатов доходит до 30%. Пористость коллекторов в продуктивной части изменяется в пределах 25-35%, при этом общая глинистость меняется в диапазоне Сгл=0.05-0.2. Минерализация пластовой воды составляет порядка 20 г/л. Величина начэльпой газонасыщенности коллекторов меняется в диапазоне Кг1И,=0.5-0.85.

Скважины, в которых проводились исследования, были перекрыты эксплуатационной колонной, а зачастую и НКТ, их стволы были заполнены водой и газом.

В результате интерпретации данных двухзондового ИННК по методике «АИНК43-Кг» полученные значения Кг в целом, как и ожидалось, оказались занижены по сравнению с величиной начальной газонасыщенности, снижение Кг, как правило, составляет от 0.1 до 0.4, в ряде скважин наблюдается подъем уровня ГВК по сравнению с его начальным уровнем. При этом сами значения Кг более дифференцированы за счет лучшей вертикальной разрешенное™ метода ИННК и применения пошаговой (а не традиционной попластовой) обработки.

На рисунке 1 представлены результаты обработки ИННК в скважине Уренгойского месторождения. Для наглядности приведено сопоставление Кг, полученных тремя способами - без учета модели глин и каверн, только без учета каверн и с учетом и глины и каверн. Разница между Кг_без каверн и Кг_ИННК закрашена на рисунке красным цветом. Видно, что в интервалах каверн при неучете их размера происходит систематическое за-

27

нижение Кг за счет снижения в них значений функционала RAIT (отношение показаний зондов). Неучет модели глин ведет к более серьезным ошибкам, разнина между Кг_без глин и Кг_ИННК закрашена серым цветом и показывает, что в газоносных интервалах Кг либо сильно занижен, либо не определяется вовсе. Это связано с сильным влиянием глин в первую очередь на сечение поглощения (т.е. на декремент LAM), сказывающемся на его увеличении. Поэтому при расчете Кг необходимо учитывать как модель глин, так и размер каверны. В самом правом поле планшета приведена диаграмма Skav, которая показывает превышение радиального размера каверны над радиусом открытого ствола, измеренного каверномером (диаграмма DS в левом поле планшета) на начальном этапе разработки скважины.

Сопоставление двух методик обработки показывает разницу в результатах пошаговой и попластовой обработки. Как показывает обработка ИННК, распределение газа в изолированном пропластке не однородно, а характеризуется наличием максимума, а но направлению к границам пропластка наблюдается спад, попластовая же обработка дает некое усредненное значение.

Jlmwraow

Рисунок 1 - Сопоставление различных методик расчета Кг на скважине Уренгойского НГКМ

Определение минерального состава глин Чаяндинского ГКМ.

На Чаяндинском газоконденсатном месторождении выделяются два крупных газоносных комплекса - Талахская и Паршинская свита, к которым приурочены талахский и хамакинский продуктивные горизонты. Поэтому определение минерального состава глин именно в этих продуктивных горизонтах представляет особенный интерес.

Талахская свита (УПЬ) сложена переслаиванием песчаников с алевролитами, реже аргиллитами и гравелитами в основании. Песчаники полевошпаггово-кварцевые, участками глинистые, слоистые. Алевролиты и аргиллиты иногда тонкослоистые, на поверхностях наслоения отмечаются отдельные гравийные зерна кварца. Аргиллиты гидрослюдистые, алевритисше. По данным рентгеноструктурного анализа аргиллиты на 40-60 % состоят из гидрослюды, на 30-40 % из каолинита и на 20-30 % из хлорита. Эти аргиллиты редко содержат прослои и линзы песчаников и алевролитов. Какие либо сведения о тре-щиноватости аргиллитов отсутствуют. Данная аргиллитовая пачка является для талахско-го горизонта зональным флюидоупором хорошего качества.

Хамакинский продуктивный горизонт имеет сложное геологическое строение. Песчаники горизонта занимают разный стратиграфический объем в разных частях залежи. Кровля и подошва пласта, как показывает детальная корреляция разрезов скважин, отбиваются в разных частях залежи на разных стратиграфических уровнях. Нижняя часть ха-макинского горизонта сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами.

Хамакинский продуктивный горизонт перекрывается пачкой аргиллитов толщиной 13.6 - 30.1 м. Аргиллиты алевритовые, часто пиригизированные (встречается до 10 % пирита), иногда с примесью темно-коричневого органического вещества, непроницаемые. По данным рентгеноструктурного анализа аргиллиты на 40-60 % состоят го гидрослюды, на 30-40 % из хлорита. Содержание в них каолинита колеблется в диапазоне 0-20 %. Сами аргиллиты вмещают прослои и линзы песчаников и алевролитов. Песчаные включения зачастую являются проницаемыми. Данная пачка аргиллитов для хамакинского горизонта является зональным флюидоупором среднего качества Нижний флюидоупор представлен мощной (80-90 м) аргиллитовой толщей, которая одновременно является верхним флюидоупором для талахского нижележащего продуктивного горизонта.

По каротажным кривым СГК в модуле SgkProject пакета «АИНК43-Кг» была подобрана для каждого из исследуемых горизонтов модель глинистых отложений, которая в целом совпала с приведенными выше данными исследований керна. Расчет объемной глинистости велся двумя способами - по торию и калию (собственно глина и полевой шпаг) и по торию (глина). Разность между этими кривыми дает содержание полевого шпата.

Процентное распределение содержаний основных глинистых компонент (гидро-слюда-каолиниг) талахского горизонта показывает, что максимум распределения гидрослюды отвечает содержанию до 40%, в то время как по данным анализа керна этот показатель - 40-60%. Распределения каолинита (30-40%) и хлорита (20-30%) совпадает с данными анализа керна Выявленные несовпадения данных о составе глины по керну и по ГИС могут быть вызваны малым количеством исследованных образцов, в то время как диаграммы распределения глинистых компонент построены путем усреднения данных по всему разрезу.

Интересно сопоставить эти расчетные данные с результатами, получающимися по методике, основанной на построении кроссплота И- М, где

К=0.01*(100-\Унгк)/(8-1)

М=0.01*(580-ОТ)/(5- 1),

У/нгк - водорояоеодержапие по НТК, 5 - плотность по ГГКп, ОТ - интервальное время продольной волны. Таким образом, данная методика комплексирует данные нейтрон-гамма, плотаостного и акустического каротажа и позволяет оценить области, отвечающие различным глинистым минералам на кроссплоте, куда попадают отсчеты, снятые по разрезу.

В этих координатах точке хлорита отвечают значения (0.38, 2), каолинита - (0.37, 1.9), гидрослюды - (0.43, 1.75), песчаника - (0.58, 2.48). Точки талахского горизонта, построенные в координатах Ы-М и наложенные на кроссплот, в подавляющем большинстве попадают в треугольник, ограниченный линиями песчаник-хлорит и песчаник-гидрослюда, причем значительная их часть оказывается вблизи линии песчаник-каолинит. Эти данные, основанные на методах ННК, АК и ГГКп, подтверждают результат, полученный по обработке СГК.

Определение коэффициента текущей газопасыщенности в карбонатном разрезе на Астраханском ГКМ. В условиях Астраханского газоконденсатного месторождения использование стандартной методики обработки данных ИННК по двум опорным пластам в обсаженных скважинах затруднено по следующим пр1гчинам:

1. В исследуемых скважииах, как правило, по техническим причинам, нельзя дойти до ко1ггакта ГВК. Таким образом, нет возможности проведения прямых измерений нейтронных параметров пластовой воды, которая, исходя из общей геологической характеристики месторождения, может изменяться в довольно больших диапазонах, так как кроме хлора в ней присутствует и бор в разной концентрации.

2. Низкая пористость коллекторов не позволяет с достаточной точностью определять коэффициент обводненности. Кроме этого, сами коллекторы являются пористо-кавернозно-трещиноватыми, что усложняет исследования их проницаемости.

3. В связи со сложным (НоЗ+УВ+СОг) и изменчивым составом газоконденстата его нейтронные свойства также требуют более детального изучения, кроме этого, в коллекторах при эксплуатации может отлагаться сера.

Поэтому в обсаженных неперфорироваиных скважинах используется подход, позволяющий определять характер насыщения лишь па качественном уровне (газоконденсат, газоконденсагг+вода, вода+газоконденсат, вода). Попытки количественного расчета Кг дают зачастую нефизичные результаты (меньше 0 либо больше 100%). Это, по-видимому, связано с тем, что методика опорных пластов, как и ее модификации, не учитывают изменения сечений поглощения, рассчитанных для конкретных опорных пластов, по всему разрезу. Методика «АИНК43-Кг» не обладает этим недостатком, тем не менее, при расчете Кг по «АИНК43-Кг» для наглядности было проведено сопоставление данных, полученных по ней с данными Астраханьгазгеофизики, которые в ряде случаев показали хорошее соответствие. Трудности обработки ИННК, связанные с низкой пористостью коллекторов и отложениями серы не являются преградой для «АИНК43-Кг», которая рассчитана на широкий диапазон изменения геолого-технических параметров скважины и пласта, а изменение сечения пласта за счет отложений серы учитывается при интерактивном подборе сечения глин.

Определение К,- в карбонатном разрезе па Оренбургском ГКМ. Большинство методов интерпретации ИННК, применяемых в терригенном разрезе, хорошо работают и для карбонатных пластов. Однако встречаются такие низкопроницаемые газоносные карбонатные коллекторы (К„р<1 мД), где традиционные методы не дают хороших результатов. Хотя проницаемость скелета породы может быть чрезвычайно низкой, но скважина может фонтанировать благодаря присутствию в пласте естественных (или созданных механическим путем) трещин. Из-за того, что эти трещины могут быть причиной значительных поглощений промывочной жидкости при бурении, скважина может нуждаться в выносе наружу большого количества бурового раствора, прежде чем начнут фонтанировать углеводороды пласта.

Стратегия разработки такого месторождения зачастую предусматривает бурение горизонтальных скважин перпендикулярно ориентации естественных трещин, позволяющее оптимизировать добычу в скважинах. Начальные запасы газа будут связаны главным образом с пористостью скелета породы, но поступать в скважину газ будет через эти трещины. Следовательно, при отсутствии обширной системы трещин, обеспечивающих дренирование матрицы, скважины будут либо обводняться, либо очень быстро глохнуть-

Одним из месторождений в карбонатных отложениях с развитой системой трещин является Оренбургское газоконденсатное месторождение, где в продуктивных пластах пробурены горизонтальные стволы, а для контроля газонасыщенносги в них используется ИННК. Для исключения искажений за счет вмещающих пород разработана специальная методика восстановления данных ИННК за влияние мощности и наклона пласта-коллектора, подробное описание которой приведено выше.

Из сопоставления макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов Хпл, полученного по результатам обработки ИННК без учета и с учетом поправки за наклон и мощность пластов следует, что ввод поправки приводит в маломощных продуктивных пластах, как правило, к уменьшению значений У „л с 3-3.5 мс"1 до 2.5-3 мс"1. То же

самое происходит на границах пластов большой толщины. Оценить влияние изменения на результат обработки ИННК в коллекторе можно, применяя выражение для связи сечения поглощения тепловых нейтронов в пласте с сечениями заполняющих поры флюидов для случая двухфазного заполнения газ-вода, откуда при Л£пл = - 0.5 мс'1 погрешность ДКГ при К„=0.1 и Спл=250 г/л составит 0.22. Таким образом, неучет влияния наклона пласта при обработке ИННК в наклонной скважине приведет к занижению К, более чем на 0.2, что при значениях Кг - 0.7-0.8 приведет к ошибке в 25%. Поэтому ввод поправок за наклон и мощность наклонного пласта позволит с большей точностью определить искомый Кг.

Определение Кг при ГИС-контроле на подземных газохранилищах. В отличие от месторождения, ПХГ работает в циклическом режиме: газ то закачивается в хранилище (в летне-осегашй период), то отбирается из него (в зимне-весетгай период). Для хранения летнего избытка газа, который зимой подают потребителю при ритмичной работе магистрального газопровода и сооружают ПХГ.

ПХГ в водоносных коллекторах является искусственной газовой залежью, созданной в пласте, который в естественных условиях заполнен водой. Такой пласт должен достаточно легко и в необходимых объемах принимать газ, длительное время его сохранять и отдавать, когда это требуется. Газ, нагнетаемый в пласт, оттесняет воду из породы и скапливается в сводовой части структуры под непроницаемой покрышкой. Контроль за возможным продвижением газа вверх по разрезу осуществляется с помощью контрольных, которые обычно бурят в сводовой части и наблюдательных, бурящихся на крыльях складки скважин, вскрывающих основной и контрольный водоносные пласты.

Опробование методики «АИНК43-Кг» проводилось на Касимовском, Степновском, Краснодарском и Северо-Ставропольском ПХГ, где контроль за изменением состояния газа в пласте-резервуаре и уровнем ГВК осуществляется по ИННК. Созданная универсальная методика интерпретации дагагах ИННК позволила надежно определять Кг исследуемых резервуаров газа.

Объектом хранения газа на Касимовском ПХГ является верхняя часть песчаной пачки щигровского горизонта верхнего девона, залегающая на глубине 750-820 м, сложенная глинистыми, алевролитовыми и песчаными породами. Измерения ИННК наряду со стационарными нейтронными методами проводятся в наблюдательных скважинах на пласт-коллектор щшровского горизонта, расположенных на крыльях структуры, для оценки характера насыщения и контроля за перетоками в вышележащие отложения, а также определения контура ГВК по ПХГ. По результатам исследований ИННК дал более точные и дифференцированные значения Кг и уровень ГВК в скважине - по обработке НГК он был занижен более чем на 2 метра.

Северо-Ставропольское ПХГ является крупнейшим в мире, оно создано на основе истощенных газовых месторождений в зеленой свите и хадумском горизонте при аномально низких пластовых давлениях. Эти горизонты являются самостоятельными эксплуатационными объектами, расположенными на глубинах 1000 и 800 м, и существенно отличаются по своим характеристикам и режимам работы.

Отложения зеленой свиты в литологическом отношении подразделяется на две части. Нижняя часть толщиной от 100 до 110 м представлена песками и алевролитами. Пес-чано-алевритовую часть, вмещающую продуктивный горизонт, разделяют на три пачки. ИННК используется на газохранилище для наблюдения за текущим уровнем ГВК и газонасыщенностью коллекторов зеленой свиты. Кг специалистами ССПХГ определялась количественно по специально разработанной для данных отложений методике ИННК-КВ. Пример сопоставления Кг, рассчитанного по методике «АИНК43-Кг» и ИННК-КВ приведен на рис.2.

Здесь четко прослеживается характер продуктивной части зеленой свиты - два песчаных высокопористых пласта-коллектора, верхний и нижний, между которыми расположен заглинизированный пласт с худшими коллекторскими свойствами. Определение К,-

отягощено присутствующими в разрезе технологическими кавернами, искажающими форму каротажных кривых (их размеры, определенные по методике АИНК43-Кг приведены в правом поле планшета). Тем не менее, сопоставление Кг, полученного по двум методикам дало, в целом, положительные результаты. Кривая Кг(АИНК43-Кг) более дифференцирована, в то время, как Кг(ИН11К-КВ) даст усредненные попластовые значения, искажающие истинную величину Кг.

Степновское ПХГ создано в истощенных газоконденсатных залежах терригенных отложений ардатовского и воробьевского горизонтов живетского яруса среднего девона, где обнаружено четыре нефтегазоконденсатные залежи. Ардатовский горизош' включает два продуктивных пласта, представленных чередованием прослоев песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Воробьевский горизонт содержит единую газовую залежь с небольшой нефтяной оторочкой в восточной части основного участка. С этими пластами связаны и основные объемы газа ПХГ.

Рис.2. Определение Кг в эксплуатационной скважине ССПХГ

Характер насыщения оценивается по методике повторных замеров ИННК, когда замеры проводятся с определенной периодичностью (например, раз в год, после закачки газа на ПХГ в предзимний период). В этом случае достаточно определить Кг один раз (фоновый замер), а затем следить за его изменением во времени по отклонению текущих каротажных кривых от фоновых. Эту методику можно применять и к стационарным нейтронным методам, если скважинные условия между двумя замерами не изменились. Различие Кг, полученных по обеим методикам, получилось на уровне счетной погрешности, в

целом подтверждая возможность использования методики повторных замеров при условии точной обработки фонового замера

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Усовершенствована методика количественного определения коэффициента текущей газонасыщенности продуктивных коллекторов в обсаженных газовых скважинах по данным ядерно-геофизических методов ГИС с учетом наклона ствола скважины и радиального размера технологической каверны, образующейся в процессе работы скважины.

При этом решены следующие научно-исследовательские задачи'.

1. Разработаны математические алгоритмы дая определения коэффициента текущей газонасыщенности коллекторов в обсаженных газовых скважинах по данным импульсного нейтронного каротажа с учетом данных комплекса методов ГИС открытого ствола.

2. Разработаны математические алгоритмы для учета влияния размеров технологических каверн, возникающих за обсадной колонной в процессе эксплуатации газовой скважины, при определении коэффициента текущей газонасыщенности по данным импульсного нейтронного каротажа.

3. Разработаны математические алгоритмы для учета влияния наклона ствола скважины на показания импульсного нейтронного каротажа и их восстановления к условиям вертикальной скважины.

4. Технология искусственных нейронных сетей применена для подбора модели глин, ее компонентного состава, и учета ее влияния при определении коэффициента текущей газонасыщегаюсти.

5. Разработан пакет прикладных программ АИНК43-Кг с развитым графическим интерфейсом для определения коэффициента текущей газонасыщенности с учетом влияния глин и размеров технологических каверн.

6. Вычислительный аппарат АИНК43-Кг применен для обработки данных импульсного нейтронного каротажа и определении коэффициента текущей газонасыщенности на месторождениях и подземных газохранилищах ОАО «Газпром», среди которых газовые и газоконденсатные месторождения Ямало-Ненецкого АО, Чаяндинское ГКМ, Астраханское ГКМ, Оренбургское ГКМ, а также различные подземные газохранилища, расположенные в Европейской части России.

Основные положепия диссертации опубликованы в следующих работах автора

1. А.Г.Амурский, Е.П.Боголюбов, КВ.Бабкин, И.А.Титов, А.М.Блюменцев, АЛ.Поляченко, В.Г.Цейтлин. Информационно-измерительная система многозондового ИННК // Каротажник № 72,2000 г., с.28-48

2. И.В.Бабкин, А.Н.Малев. Исследование возможностей двухзондового импульсного нейтрон-нейтронного каротажа для определения текущей газонасыщенности // НТВ «Каротажник» № 162,2007 г., с.153-168

3. И.В.Бабкин. Методика определения текущей газонасыщенности по комплексу стационарного нейтронного и спектрометрического гамма-каротажа в условиях Астраханского газоконденсатного месторождения//НТВ «Каротажник» № 162,2007 г., с. 174-184

4. И.В. Бабкин. Применение метода нейронных сетей для определения текущей газонасыщенности по данным ГИС // НТВ «Каротажник», №194,2010 г., с.52-60

5. И.В. Бабкин. Определение минерального состава глин по данным комплекса ГИС методом нейронных сетей // Геофизика, №1, 2012 г., с.42-46

6. И.В.Бабкин, А.Н.Малев, А. Л. Поляченко, Л.Б.Поляченко. Обработка данных импульсного нейтронного каротажа в горизонтальных и наклонных скважинах // НТВ «Каротаж-ник», №221, 2012 г., с.182-188

7. И.В.Бабкин, А.Н.Малев, А.П.Тимошенко, А.А.Семьяков. Исследование влияния положения и размера технологической каверны на показания импульсного нейтронного каротажа в обсаженной газовой скважине // НТВ «Каротажник», №221,2012 г., с. 189-195

8. И.В. Бабкин, А.Н. Малев, А.Л. Поляченко, Л.Б. Поляченко. Применение методики определения текущей газонасыщенности коллекторов по данным импульсного нейтронного каротажа на объектах ОАО "Газпром" // НТВ «Каротажник», №224,2013 г., с.25-34

9. А Л.Поляченко, Л.Б.Поляченко, И.В.Бабкин, А.Н.Малев. Определение газонасыщения коллекторов по данным двухзондового импульсного нейтронного каротажа в условиях многоколонных скважин и переменной глинистости. // НТВ «Каротажник», №238,2014 г., с.31-34

10. И.В.Бабкин. Сопоставление повой и традиционной методик определения газонасы-щенносги по данным двухзондового импульсного нейтронного каротажа. // НТВ «Каротажник», №240,2014 г., с.74-78

11. И.В.Бабкин, А.Н.Малев, А.Л.Поляченко, Л.Б.Поляченко. Технология обработки данных импульсного нейтронного каротажа, полученных с прибора АИНК-43, и определение текущей газонасыщенности продуктивных коллекторов // Спец. сборник «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокондеисагных месторождений», №1, 2009, с.29-39

12. И.В.Бабкин. Сеточное моделирование прямых задач электрического и ядерного каротажа горизонтальных скважин // Геофизический вестник, №6,2003 г.

13. А.Л.Поляченко, Е.С.Кучурин, И.В.Бабкин, В.Л.Глухов. Теоретические исследования методических возможностей импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по надтепло-вым нейтронам // В книге «Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых». Уфа, изд. ТАУ, 2002, с.230-245

14. И.В.Бабкин, А.Л.Поляченко. Основы интерпретационного обеспечения электрического и ядерного каротажа для исследования горизонтальных и наклонных скважин и боковых стволов // Сборник «Технологии и аппаратура для геофизических исследований в скважинах для решения актуальных задач разведки и разработки месторождений нефти, газа, твердых полезных ископаемых». Изд. ВНИИГИС-ЯГО, 2006, с.24-30.

15. Л.Б.Поляченко, А.Л.Поляченко, И.В.Бабкин. Декомпозиция временного сигнала импульсного нейтронного каротажа и точность определения декремента затухания (алгоритм и программа обработки ОЕСОМР) // Научно-технический сборник «Аппаратурно-методические комплексы для геофизических исследований нефтегазовых и рудных сква-жин.-М., ВНИИГИС-РОО ЯГО, 2012, с.163-182.

16. А.Л.Поляченко, И.В.Бабкин. Вычислительный аппарат сеточного моделирования задач электрического и нейтронного каротажа в горизонтальных и наклонных скважинах // Сборник трудов научной сессии МИФИ-2003, том 5.

17. А.Л.Поляченко, Л.Б.Поляченко, А.М.Блюменцев, И.В.Бабкин. Быстрая вычислительная технология оптимизации зондов и разработки средств метрологического и интерпретационного обеспечения аппаратуры ядерной геофизики. // Материалы 8-ой Международной конференции по радиационной физике. Прага, 5-9 июня 2000 г.

18. И.В.Бабкин. Сеточное моделирование задач электрического и ядерного каротажа в горизонтальных и наклонных скважинах. // Материалы конференции «Геофизика 2001». Новосибирск, 4-9 сентября 2001 г.

19. А.Л.Поляченко, Л.Б.Поляченко, И.В.Бабкин. Теория импульсного нейтронного каротажа по надгепловым нейтронам. // Материалы научно-практической конференции «Ядерная геофизика 2002». Тверь, 12-14 июня 2002 г.

20. И.В.Бабкин, А.Л.Поляченко. Некоторые закономерности ядерного каротажа горизонтальных и наклонных скважин. // Материалы конференции по ядерной геофизике, С.Петербург, июнь, 2004

21. А.Л.Поляченко, И.В.Бабкин. Основы теоретико-интерпретационного обеспечения электрических и ядерных методов ГИС в горизонтальных и наклонных скважинах (ГНС). // Материалы научно-практической конференции «Геофизические исследования скважин», Москва, РГУНГ, 1-2 ноября 2006 г.

22. И.В.Бабкин, А.Н.Малев. Исследование методических возможностей двухзоццового ИННК по определению текущей газонасыщенности. // Материалы 7-ой Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, РГУНГ, 25-28 сентября 2007 г.

23. И.В.Бабкин, А.Н.Малев. Нейросетевой мегтод двухкомпонентной декомпозиции сигнала ИННК. // Материалы 8-ой Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, РГУНГ, 6-9 октября 2009 г.

24. И.В.Бабкин, А.Н.Малев, Л.Б.Поляченко. Технология определения текущей газонасыщенности продуктивных коллекторов по данным импульсного нейтронного каротажа, полученным с отечественного прибора АИНК-43. // Материалы конференции победителей XVIII Конкурса на лучшую молодежную разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2009», Москва, 22-23 марта 2010 г.

25. И.В.Бабкин, И.С.Иванченко, Е.А.Степанова, Л.Р.Таухутдинова. Определение текущей газонасыщенности продуктивных коллекторов по данным двухзондового импульсного нейтронного каротажа. // Материалы XVI Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Сибири-2010», Тюмень,17-21 мая 2010 г.

26. А.Л.Поляченко, Л.Б.Поляченко, А.Н.Малев, И.В.Бабкин. Методика определения текущей газонасыщенности продуктивных коллекторов по данным импульсного нейтронного каротажа и ее применение на Касимовском ПХГ. // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Ядерно-геофизические методы в комплексе ГИС при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений. Современное состояние и перспективы развития», Бугульма, 29 июня - 1 июля 2010 г., с.82-88.

27. И.В.Бабкин, А.Н.Малев, А.Л.Поляченко, Л.Б.Поляченко. Применение методики определения текущей газонасыщенности коллекторов по данным импульсного нейтронного каротажа на объектах ОАО «Газпром». // Материалы международной конференции «Геофизическая разведка-2012», Дубна, 12-13 июля 2012 г.

28. И.В.Бабкин, А.Н.Малев, А.Л.Поляченко, Л.Б.Поляченко. Определение коэффициента текущей газонасыщенности по данным импульсного нейтронного каротажа. // Материалы международной научно-практической конференции «Геофизические, геохимические и петрофизические исследования и геологическое моделирование при поиске, разведке и контроле эксплуатации нефтегазовых месторождений», Бугульма, 2-4 октября 2013 г.

Подписано в печать:

02.10.2014

Заказ № 10276 Тираж - 100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru