Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Построение согласованных геоэлектрических моделей на основе совместной двумерной инверсии данных индукционного (ВИКИЗ) и гальванического (БКЗ) каротажа 13
1.1. Интерпретационная база методов скважинной электрометрии (обзор известных решений) 13
1.2. Алгоритм совместной двумерной инверсии данных индукционного и гальванического каротажа с использованием метода конечных разностей и его программная реализация 19
1.3. Тестирование и верификация алгоритма на зашумлённых синтетических данных 22
1.4. Апробация алгоритма на практических данных ВИКИЗ и БКЗ в скважинах с нефтегазовых месторождений Западной Сибири 29
1.4.1 Определение электрофизических характеристик нефтенасыщенного коллектора с подвижной нефтью 33
1.4.2 Восстановление вертикального распределения удельной электропроводности в окрестности границы «глина–песчаник» 39
1.4.3 Оценка геоэлектрических параметров карбонатного разреза с маломощными пластами и высоким электрическим контрастом 47
Глава 2. Численное моделирование, алгоритмы обработки и инверсии данных скважинного электромагнитного зонда с тороидальными катушками (ЗЭТ) 54
2.1. Электрическая макроанизотропия тонкослоистых терригенных коллекторов 54
2.2. Возможности электрокаротажных приборов с тороидальными катушками (аналитический обзор) 56
2.3. Электромагнитный зонд с тороидальными катушками ЗЭТ 66
2.4. Численное моделирование сигналов ЗЭТ в типичных двумерных геоэлектрических моделях коллекторов 68
2.5. Разработка программно-алгоритмических средств обработки и инверсии данных ЗЭТ 83
2.5.1 Выделение границ посредством преобразований сигналов ЗЭТ – аналогов среднего значения и производной 83
2.5.2 Трансформации сигналов ЗЭТ в кажущиеся электрофизические характеристики на основе палеточного подхода 84
2.5.3 Двумерная инверсия данных ЗЭТ в пласте ограниченной мощности с использованием сплайн-интерполяции 85
2.6. Тестирование основных алгоритмов 86
Глава 3. Анализ сигналов ЗЭТ, определение макроанизотропных параметров пластов коллекторов и петрофизическая интерпретация 96
3.1. Анализ сигналов ЗЭТ в реалистичных геоэлектрических моделях по данным БКЗ и ВИКИЗ 97
3.2. Сравнительный анализ практических диаграмм ЗЭТ и диаграмм стандартных методов скважинной электрометрии 102
3.3. Результаты обработки и двумерной инверсии практических данных ЗЭТ 105
3.4. Методическое обеспечение петрофизической интерпретации данных ЗЭТ и его практическое применение 111
3.5. Методические рекомендации по обработке и количественной интерпретации данных ЗЭТ 116
Заключение 121
Литература 124
- Интерпретационная база методов скважинной электрометрии (обзор известных решений)
- Возможности электрокаротажных приборов с тороидальными катушками (аналитический обзор)
- Тестирование основных алгоритмов
- Методические рекомендации по обработке и количественной интерпретации данных ЗЭТ
Интерпретационная база методов скважинной электрометрии (обзор известных решений)
Метод каротажа сопротивлений (КС) повсеместно используется в отечественном каротаже с 30-х годов прошлого столетия при исследовании скважин, бурящихся на нефть и газ. Его распространённой модификацией является метод бокового каротажного зондирования (БКЗ), использующий набор градиент- и потенциал-зондов для обеспечения разной радиальной глубины исследования геологической среды [Комаров, 1950; Альпин, 1958]. По данным БКЗ определяют удельное электрическое сопротивление (УЭС) пласта и параметры зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Для изучения разрезов, вскрытых скважинами с буровым раствором на нефтяной основе и «сухих», в конце 40-х годов XX века Анри Доллем предложен метод индукционного каротажа (ИК) [Doll, 1949]. С тех пор эти методы являются стандартными и включены в комплекс обязательных при изучении нефтегазовых скважин.
Повсеместное внедрение в практику геофизических исследований в скважинах (ГИС) методов БКЗ и ИК в XX веке требовало разработки методического обеспечения этих методов. Большой вклад в его развитие внесли С.М. Аксельрод, Л.М. Альпин, В.Р. Бурсиан, В.Н. Дахнов, Н.Н. Зефиров, А.А. Кауфман, С.Г. Комаров, М.И. Плюснин, Н.Н. Сохранов, В.А. Фок [Бур-сиан, 1933; Фок, 1933; Альпин, 1938; Комаров, 1950; Альпин, 1958; Сохранов, 1960; Кауфман, 1965; Дахнов, 1967; Плюснин, 1968; Аксельрод, 1981; Зефиров, Чукин, Бондаренко, 1983; Сохранов, Аксельрод, 1984]. Существующая интерпретационно-методическая и программно-алгоритмическая база БКЗ и ИК развита на решениях соответствующих прямых и обратных задач аналитическими методами для цилиндрически-слоистых и горизонтально-слоистых моделей сред [Дмитриев, 1968; Чаадаев, 1977; Антонов, Соколов, Табаровский, 1979; Кнеллер, Сидорчук, 1982; Антонов, Приворот-ский, 1983; Кнеллер, Потапов, 1992; Кнеллер, Потапов, Кнеллер, 1992], методами интегральных уравнений, конечных разностей и конечных элементов для многомерного описания сред [Табаровский, 1975; Каринский, 1976; Табаров-ский, Дашевский, 1976; Чаадаев, 1976; Табаровский, Эпов, Каганский, 1977; Захаров, 1979; Дмитриев, Захаров, 1987] и гибридными методами, использующими комбинацию численно-аналитических [Друскин, Книжнерман, 1987; Друскин, Тамарченко, 1988]. В своё время всё это обеспечило существенный прорыв в области нефтепромысловой геофизики.
Особое место среди электромагнитных методов ГИС занимает метод высокочастотных индукционных каротажных изопараметрических зондирований (ВИКИЗ) с высоким пространственным разрешением, повсеместно используемый для определения электрофизических параметров горных пород в околоскважинном пространстве. Он представлен пятью (девятью – в расширенном варианте) трёхкатушечными изопараметрическими зондами, измеряющими разность фаз и отношение амплитуд ЭДС в сближенных приёмных катушках [Технология исследования …, 2000]. Принципы измерения относительных амплитудно-фазовых характеристик разработаны Д.С. Даевым [Даев, 1974], а методика интерпретации данных ВИКИЗ теоретически обоснована Ю.Н. Антоновым и С.С. Жмаевым [Высокочастотное индукционное …, 1979].
Развитию теоретико-методической и программно-аппаратурной базы ВИКИЗ, начиная с конца 90-х годов прошлого столетия, посвящены многие публикации, выполненные под идейным руководством М.И. Эпова. Свой вклад в разное время внесли Ю.Н. Антонов, А.А. Власов, В.Н. Глинских, И.Н. Ельцов, В.Н. Ерёмин, С.С. Жмаев, В.С. Игнатов, В.С. Могилатов, Г.В. Нестерова, О.В. Нечаев, М.Н. Никитенко, А.Н. Петров, А.Ю. Соболев, И.В. Суродина, К.В. Сухорукова, В.Н. Ульянов, Э.П. Шурина и другие исследователи. Известны работы по развитию ВИКИЗ представителей тверской научной школы [Пути повышения …, 1997] и научной школы г. Октябрьский [Потапов, Кнеллер, 1997; Потапов, Кнеллер, 2000].
В последнее десятилетие значительно усложняется и расширяется круг задач промысловой геофизики с повсеместным введением в разработку и эксплуатацию залежей углеводородов сложного геологического строения. Это, в свою очередь, требует совершенствования аппаратурных комплексов и их программно-методического обеспечения для обработки и интерпретации данных ГИС. Среди новой отечественной каротажной аппаратуры широкое применение при изучении скважин, бурящихся на нефть и газ, получает аппаратурный комплекс СКЛ, который, наряду с широко используемыми геофизическими методами, включает ВИКИЗ и БКЗ [Новый аппаратурный …, 2010; Аппаратурный комплекс …, 2015]. Использование этого комплекса значительно экономит время спускоподъёмных операций, а одновременные измерения исключают необходимость взаимной увязки диаграмм по глубине скважины. В настоящее время электрокаротажные зондирования широко применяются на всех стадиях строительства нефтегазовой скважины – от геонавигации до шаблонирования [Аппаратура и интерпретационная …, 2014; Численное моделирование …, 2015].
Теоретико-методические и программно-алгоритмические основы интерпретации данных скважинной электрометрии в составе СКЛ представлены во множестве публикаций. Так, рассматриваются вопросы метрологического обеспечения ВИКИЗ [Эпов, Жмаев, Ульянов, 1997], подходы к выделению границ пластов [Эпов, Ельцов, Соболев, 1999], экспресс-оценка насыщения коллекторов [Антонов, Эпов, Глебочева, 2001; Антонов, Сметанина, Михайлов, 2012], особенности сигналов ВИКИЗ в скважинах с биополимерными растворами [Антонов, Эпов, Каюров, 2006; Суродина, Эпов, 2013], особенности сигналов ВИКИЗ в наклонно-горизонтальных скважинах [Особенности высокочастотных …, 1998; Горбатенко, Сухорукова, 2014], возможность определения диэлектрической проницаемости [Никитенко, Эпов, 2008; Сухорукова, Литвиченко, 2017], влияние неровностей стенки скважины и эксцентриситета зонда [Игнатов, Сухорукова, 2009; Горбатенко, Вологдин, Сухорукова, 2013], возможности ВИКИЗ при каротаже в процессе бурения [Численное моделирование …, 2014; Аппаратура и интерпретационная …, 2014; Телеметрические системы …, 2017], компьютерные системы обработки и интерпретации данных [Анализ и инверсия …, 2000; Новый аппаратурный …, 2010], оценка характеристик пространственного разрешения [Эпов, Глинских, Ульянов, 2001; Глинских, Эпов, 2005], быстрое двумерное моделирование и инверсия [Эпов, Глинских, 2003; Глинских, Никитенко, Эпов, 2013а], оценка параметров тонкослоистых коллекторов [Эпов, Никитенко, Сухорукова, 2006; Глинских, Эпов, 2009], ускорение вычислений на графических процессорах [Глинских, Эпов, Лабутин, 2008; Глинских, Горбатенко, 2015], изучение и учёт электрической анизотропии [Эпов, Сухорукова, Никитенко, 1999; Изучение электрической …, 2016], решение ёмких вычислительных задач [Использование свободных …, 2011; Технология создания …, 2014], комплексирование данных ВИКИЗ и гидродинамического моделирования [Ельцов, Эпов, Кашеваров, 2004; Нестерова, Кашеваров, Ельцов, 2008; Скважинная геоэлектрика …, 2014]. В рамках СКЛ обеспечивается вовлечение БКЗ в комплекс с ВИКИЗ. Ряд недавних работ направлен на численное моделирование сигналов БКЗ в составе аппаратуры СКЛ [Результаты численного …, 2015], изучение диаграмм БКЗ в скважинах со сложной траекторией, заполненных высокопрово-дящим буровым раствором [Суродина, Эпов, 2016], оценку электрической анизотропии геологического разреза [Сигналы электрического …, 2016; Исследование возможностей …, 2016; Сухорукова, Петров, Нечаев, 2017; Копы-тов, Сухорукова, Никитенко, 2018], изучение сложнопостроенных карбонатных коллекторов [Интерпретация данных …, 2017]. Создание новых аппаратурных комплексов для эффективного изучения нефтегазовых залежей приводит к необходимости разработки программно-алгоритмических средств для достоверного количественного определения параметров неоднородных коллекторов. Важным при этом является повышение точности определения насыщения пластов по данным методов скважинной электрометрии.
Одним из таких путей является привлечение многомерных интерпретационных моделей геологической среды. Традиционно флюидонасыщение коллекторов определяют по данным индукционных или гальванических каротажных зондирований по результатам анализа радиального распределения УЭС в рамках одномерной цилиндрически-слоистой интерпретационной модели среды [Эпов, Никитенко, 1993]. Однако при интерпретации результатов измерения в пластах ограниченной мощности, характеризующихся неоднородной зоной проникновения и переменным по глубине нефтесодержанием, необходимо учитывать влияние УЭС перекрывающих и подстилающих отложений. Кроме этого, наличие в коллекторах проводящих глинистых и высокоомных (уплотненных песчаных и карбонатных) маломощных прослоев приводит при интерпретации к существенным погрешностям определения УЭС и последующим недостоверным оценкам флюидонасыщения. Чтобы этого избежать, используется интерпретационная геоэлектрическая модель геологической среды с осевой симметрией, которая позволяет учесть как радиальное, так и вертикальное распределение УЭС [Потапов, Кнеллер, 2010; Интерпретация данных …, 2013; Михайлов, Глинских, 2015; Formation evaluation …, 2015; Effective inversion …, 2016]. Поэтому построение геоэлектрических моделей с восстановлением пространственного распределения УЭС в пластах-коллекторах имеет первостепенное значение для промысловой геоэлектрики.
Возможности электрокаротажных приборов с тороидальными катушками (аналитический обзор)
Изучение электрической макроанизотропии геологической среды возможно также с использованием тороидальных катушек (замкнутого соленоида), но их применение в каротаже для определения УЭС горных пород и коэффициента электрической анизотропии, в том числе в процессе бурения, недостаточно развито. Работа J. Arps, в которой предлагается устройство для каротажа c тороидальными катушками, – наиболее ранняя [Arps, 1967]. В описанной им конфигурации используются две генераторные тороидальные катушки и две приёмные, симметрично расположенные между ними на металлическом корпусе зонда. Д.С. Даев математически описывает источник в виде кругового магнитного тока, соответствующего тороидальной катушке [Даев, 1968]. F. Redwine и W. Osborn предложили применять тороидальные катушки в процессе бурения [Redwine, Osborn, 1968].
Теоретические исследования и полевые тесты электрокаротажного зонда с тороидальными катушками (операционная частота 1 кГц) с фокусировкой для каротажа в процессе бурения вертикальных скважин выполнены S. Gianzero с коллегами [A new resistivity …, 1985]. Для измерения предложены два принципиально различных способа. Первый – основное радиальное измерение в режиме бокового каротажа, обладающее хорошей фокусировкой, подобное трёхэлектродному боковому каротажу. Второй – осевое измерение на долоте с фокусировкой вниз. Теоретическое описание сигналов выполняется в два этапа. Сначала разрабатывается теория с учётом скин-эффекта для оценки влияния УЭС бурового раствора скважины на сигналы в предположении, что бурильная труба имеет бесконечную длину. Затем – упрощённая теория, пренебрегающая скин-эффектом. Методом конечных элементов детально изучается влияние на сигналы УЭС бурового раствора скважины и границ пластов. Далее S. Gianzero с коллегами [Gianzero, Chemali, Su, 1986] анализируется применимость зонда с тороидальными катушками для определения глубины проникновения фильтрата бурового раствора во время бурения. Рассматриваются как радиальное проникновение вокруг бурильной трубы, так и проникновение спереди от долота. Вклады УЭС зоны проникновения и неизменённой части пласта в сигнал описываются в рамках псевдогеометрического фактора, который рассчитывается для обоих измерений. Влияние на сигнал УЭС бурового раствора на нефтяной основе рассматривается отдельно [Grupping, Harrell, Dickinson, 1988]. Отмечается, что во время своего появления зонд с тороидальными катушками для каротажа в процессе бурения – единственный прибор в нефтепромысловой геофизике, которым измеряется УЭС на долоте с очень высоким вертикальным разрешением. Зонд с тороидальными катушками обеспечил новые возможности для оценки фильтраци-онно-емкостных свойств пласта в процессе бурения с высокой степенью достоверности, особенно в высокоомных (тысячи Омм) пластах и скважинах с высокопроводящим (сотые – десятые доли Омм) буровым раствором.
Анализ возможностей зонда с тороидальными катушками для изучения разрезов горизонтальных скважин в сопоставлении с зондами индукционного каротажа выполнен S. Gianzero, R. Chemali и S. Su [Gianzero, Chemali, Su, 1990]. Показано, что эти сигналы информационно дополняют друг друга. Так, например, в горизонтальных скважинах сигналы индукционных зондов более чувствительны к высокоомным вмещающим породам, тогда как зонд с тороидальными катушками более чувствителен к проводящему окружению. T. Grupping и J. Wagstaff установили, что вертикальное разрешение в режиме бокового каротажа при растворе на водной основе, а также каротажа на долоте при растворе на нефтяной основе, – высокое [Grupping, Wagstaff, 1990]. I. Dowell и P. York отмечают, что измерение в режиме бокового каротажа очень эффективно в сильносолёных буровых растворах. Измерение на долоте, в свою очередь, незаменимо, когда требуется раннее и точное обнаружение интервалов отбора керна и установки обсадных труб [Dowell, York, 1993].
Разрабатывается прибор наддолотного каротажа RAB (Resistivity-Athe-Bit) для количественной оценки петрофизических свойств [Measurements at the bit …, 1993]. Операционная частота тороидальной катушки – 1.5 кГц. Выполняется пять измерений УЭС для оценки фильтрационно-емкостных свойств пласта. В одном из них долото используется как часть измерительного электрода, наиболее быстро отражая изменения кажущегося УЭС. При других четырёх измерениях УЭС с высоким вертикальным разрешением используют электроды; измерения фокусируются методом цилиндрической фокусировки, которая характеризуется повышенной стабильностью при больших контрастах УЭС. Цилиндрическая фокусировка – линейная суперпозиция потенциалов электрического поля от источников над и под кнопочными электродами. В одном из четырёх измерений используется кольцевой электрод для получения азимутально-осреднённого УЭС. В остальных трёх используются кнопочные электроды для обеспечения азимутальной чувствительности к УЭС. Эти четыре измерения обеспечивают четыре различные глубины исследования с одинаково высоким вертикальным разрешением для выявления начала проникновения и оценки фильтрационно-емкостных свойств тонких пластов. Зонд с тороидальными катушками используется для решения ряда задач, которые были не под силу короткому потенциал-зонду или 2-МГц зонду электромагнитного каротажа: определение УЭС пласта в районе долота, измерение УЭС во время бурения при понижающем проникновении, в случае высоких (до тысяч Омм) значений УЭС пласта и высокопроводящих буровых растворов, определение параметров формирующейся зоны проникновения, азимутальные измерения УЭС пласта, с хорошим вертикальным разрешением. Ни азимутальное измерение УЭС, ни измерение кольцевым электродом не могут выполняться в изолирующем растворе на нефтяной основе. Основное ограничение – измерение УЭС пласта при повышающем проникновении. При больших углах наклона скважины на сигналах зонда с тороидальными катушками нет «рогов поляризации» при пересечении границ, в отличие от 2-МГц зонда электромагнитного каротажа. Верхняя граница определения УЭС – 20000 Омм, тогда как для 2-МГц зонда электромагнитного каротажа ограничение составляет 50 Омм при измерении относительной амплитуды и 200 Омм – при измерении разности фаз. По УЭС на кнопочных электродах, за счёт их разных глубин исследования, идентифицируют области, где формируется проникновение, а при благоприятных условиях определяют диаметр зоны проникновения. Истинное УЭС пласта определяется в ходе самого глубинного измерения кольцевым электродом, пока проникновение достаточно мало. Также кнопочными электродами измеряется азимутальное УЭС для определения направления бурения, обнаружения и оценки проникновения. Направление к границе определяется по отношению сигналов верхнего и нижнего электродов для заданного временного интервала [A new generation …, 1994].
Азимутальные измерения кнопочными электродами приборов с тороидальными катушками создали основу для более продвинутой обработки и интерпретации на основе имиджей УЭС пласта при трёх различных глубинах исследования [A new generation …, 1994; Chardac, El-Sayed, 1995; Resistivity while …, 1996]. Позднее это направление развивается рядом учёных. Присущие измерениям во время бурения преимущества включают полное покрытие скважины и лучшие скважинные условия, чем при измерениях на кабеле. Среди многочисленных задач, решаемых с помощью имиджей, – определение углов падения пластов, ориентации трещин и их систем, геонавигация, геолого-структурный анализ, литологическое расчленение, анализ тонких прослоев, идентификация разрушения стенок скважины [Chardac, El-Sayed, 1995; Structural interpretation …, 1995; Resistivity while …, 1996; A comparison of wireline …, 1997; Li, Rasmus, Cannon, 1999; Logging-while-drilling images …, 1999; Bittar, Hu, 2004; A high-resolution LWD …, 2009; High-resolution images …, 2010; Fulda, Hartmann, Gorek, 2010; New logging-while-drilling …, 2011; LWD azimuthal …, 2012].
Установлено, что в сильно анизотропных карбонатных пластах, вскрытых горизонтальными скважинами, широко используемые приборы электрокаротажа дают недостоверные результаты о значениях УЭС. Проанализированы возможности двух зондов с тороидальными катушками – RAB и зонда для геонавигации в процессе бурения GST (Geosteering Tool). Зонд GST характеризуется малой глубинностью исследования, а несфокусированное УЭС измеряется на долоте для минимизации эффекта проникновения. В результате применения приборов RAB и GST получена реалистичная оценка водонасыщения 70–80 %, по сравнению с 20–30 % по данным стандартных приборов [Al-Riyami, Boyd, Dajani, 1996].
Тестирование основных алгоритмов
Тестирование основных алгоритмов проводится для типичных геоэлектрических ситуаций с изотропными и анизотропными пластами. Из анализа диаграммы амплитуды вертикальной компоненты электрического поля в суммарном и дифференциальном режимах ЗЭТ в модели трёхметрового нефтево-донасыщенного песчаника (УЭС 10.0 Омм), залегающего в глинах (УЭС 1.0 Омм) следует, что диаграммы суммарного режима отражают геоэлектрические параметры флюидонасыщенного коллектора, а дифференциального – особенности перехода через границы (Рисунок 2.14). При этом диаграммы на расстоянии 0.5 м симметричны относительно центра пласта, в то время как диаграммы на расстояниях 0.25 и 0.75 м – зеркально симметричны.
Из анализа преобразованных сигналов суммарного и дифференциального режимов ЗЭТ для автоматического выделения геоэлектрических границ (координаты -1.5 и 1.5 м) (Рисунок 2.15) следует, что границы выделены с высокой степенью локальности: ошибка по обоим преобразованиям не превышает одного отсчёта по глубине.
Анализ результатов трансформации сигналов ЗЭТ в кажущееся УЭС (Рисунок 2.16, слева) показывает, что асимптотическое значение 10.0 Омм, соответствующее УЭС коллектора, достигается в центре трёхметрового пласта. Выход на асимптоты 1.0 Омм, соответствующие вмещающим породам, происходит на удалении 1.0 м от границ. Демонстрируется высокая степень достоверности результата двумерной инверсии (Рисунок 2.16 справа). Небольшие расхождения между истинным и восстановленным УЭС вызваны дискретностью палеточных значений.
Рассматриваются сигналы ЗЭТ в модели двухметрового нефтеводонасы-щенного коллектора (УЭС 10.0 Омм) в высокоомных (100.0 Омм) карбонатных отложениях и результаты их обработки и инверсии (Рисунки 2.17–2.19). Границы пласта имеют координаты -1.0 и 1.0 м по глубине. В центре пласта сигналы суммарного режима характеризуются близкими по величине максимальными значениями, в то время как сигнал дифференциального режима при расстоянии 0.5 м до приёмной катушки близок к нулю (Рисунок 2.17). Все диаграммы дифференциального режима обладают экстремумами, смещёнными от границ внутрь пласта на 0.5 м. Ошибка выделения границ не превышает двух отсчётов по преобразованию дифференциальных сигналов, а экстремумы по суммарному режиму лежат ровно на границах (Рисунок 2.18). При трансформации выход на асимптоты, соответствующие УЭС вмещающих пород, происходит на удалении около 1.7 м от границ, а по результатам двумерной инверсии восстановлены УЭС пласта и вмещающих пород (Рисунок 2.19).
В модели сложнопостроенного высококонтрастного геологического разреза мощности пластов изменяются в диапазоне 0.2–4.0 м, УЭС – от 1.5 до 150.0 Омм (Рисунок 2.20 справа, чёрный цвет). Из анализа результата автоматической двумерной инверсии (лиловый цвет) следует, что восстановлены все основные особенности геоэлектрического разреза. Наибольшие погрешности восстановления УЭС (12.0 и 33.5 %) наблюдаются на интервалах 0.0–4.0 м и 7.4–8.0 м, соответственно. В первом случае это обусловлено дискретностью палеточных значений УЭС для ускорения расчётов, а во втором – влиянием низкоомных вмещающих отложений на сигнал в маломощном пласте. Наибольшая ошибка восстановления границы (12.5 %) – на интервале 0.0– 4.0 м, где полученная координата нижней границы – 3.5 м вместо 4.0 м, что вызвано влиянием нижезалегающего пропластка толщиной 0.4 м с пониженным УЭС.
Синим цветом показан результат трансформации сигналов ЗЭТ в значения кажущегося УЭС. Наибольшие различия от результата двумерной инверсии отмечаются в маломощных пластах (4.0-4.4, 7.4-8.0 м), а также в более мощном пласте (4.4-6.4 м), в котором существенное влияние на сигнал оказывают проводящие вмещающие породы. Небольшие расхождения между истинным и восстановленным УЭС на интервале нижней асимптоты объясняются дискретностью палеточных значений.
Для оценки возможности определения параметров макроанизотропных коллекторов на Рисунке 2.21 представлены результаты моделирования сигналов ЗЭТ в модели тонкослоистого песчано-глинистого коллектора (УЭС песчаника 10.0 Омм, УЭС глин 1.0 Омм, мощности пропластков 0.1 м), залегающего в аргиллитах (УЭС 5.0 Омм) и характеризующегося макроанизотроп-ными свойствами (горизонтальное УЭС 1.82 Омм, коэффициент электрической анизотропии 1.74). Границы коллектора имеют координаты 0.0 и 8.0 м.
На рассматриваемом рисунке видно, что маломощные пропластки проявляются на всех диаграммах ЗЭТ с характерной периодичностью.
Анализ преобразованных сигналов суммарного режима ЗЭТ и автоматически выделенных границ тонкослоистого интервала (Рисунок 2.22) показывает, что границы выделены с высокой степенью локальности: ошибка отсутствует для второго преобразования и не превышает двух отсчётов для первого.
На Рисунке 2.23 чёрным цветом показаны модельные распределения горизонтального УЭС, определяемого традиционными методами скважинной электрометрии (слева), и коэффициента анизотропии (справа), а цветами – их медианно осреднённые и восстановленные в ходе трансформации значения. Горизонтальное УЭС восстановлено с ошибкой не более 5.0 %, а коэффициент анизотропии – не более 3.5 %. Выход на асимптотические значения, соответствующие вмещающим аргиллитам, происходит на расстоянии около 1.5 м от границ.
Проведённое тестирование разработанных алгоритмов на синтетических данных, рассчитанных для типичных геоэлектрических ситуаций с изотропными и анизотропными пластами, показывает возможность восстановления пространственного распределения геоэлектрических параметров среды и высокое быстродействие (секунды). Минимальная толщина пласта, границы которого надёжно выделяются по преобразованным сигналам ЗЭТ при автоматической расстановке границ, составляет 0.5 м.
Методические рекомендации по обработке и количественной интерпретации данных ЗЭТ
Выделение границ изотропных пластов
Для численной двумерной инверсии данных ЗЭТ в пластах ограниченной мощности предварительно выделяются геоэлектрические границы изотропных пластов по результатам преобразований сигналов суммарного и дифференциального режимов. Преобразования же представляют собой сумму или разность сигналов, зарегистрированных на крайних измерительных катушках, нормированную на сигнал в центральной катушке, что является аналогом среднего значения и производной за счёт выбранной конфигурации зондовой системы. Определённые таким образом положения границ, соответствующие экстремумам на преобразованных сигналах по суммарному и дифференциальному режиму ЗЭТ, сравниваются между собой. При совпадении в пределах нескольких отсчётов они представляют собой результат по расстановке границ изотропных пластов.
Выделение границ анизотропных интервалов
Для трансформации сигналов ЗЭТ в кажущееся УЭС и коэффициент электрической анизотропии на анизотропном интервале определяются его границы по преобразованным сигналам только суммарного режима способом, описанным выше. При этом используется следующий критерий: если в заданном окне по глубине имеется несколько прослоев меньшей мощности, либо равной заданной (например, окно 1.0 м, 5 прослоев по 0.2 м), интервал считается анизотропным. Если анизотропные интервалы в явном виде не выделяются (переслаивание слишком частое), то во всех точках выделенного интервала одновременно определяются значения кажущегося УЭС и коэффициента электрической анизотропии.
Трансформация сигналов ЗЭТ в кажущееся УЭС на изотропных интервалах
Трансформация сигналов ЗЭТ в кажущееся УЭС на изотропных интервалах выполняется поточечно, без учёта влияния УЭС вмещающих пород, с использованием палеток «скважина-изотропный пласт». При этом палетки рассчитаны для разных УЭС и радиусов скважины с учётом конечных размеров металлического корпуса прибора. Для заданного значения УЭС бурового раствора скважины проводится линейная интерполяция между значениями двух соседних узлов палеток. При полном переборе модельных параметров подбираются такие значения УЭС пласта, при которых расхождение между синтетическими и практическими данными ЗЭТ минимально.
Трансформация сигналов ЗЭТ в кажущееся УЭС и коэффициент электрической анизотропии на анизотропных интервалах
Трансформация сигналов ЗЭТ в кажущееся УЭС и коэффициент электрической анизотропии на анизотропных интервалах выполняется поточечно, без учёта влияния УЭС вмещающих пород, с использованием палеток «скважина-анизотропный пласт» при значениях коэффициента электрической анизотропии, больших единицы. При этом полученные в ходе автоматического полного перебора параметров значения УЭС пласта и коэффициента электрической анизотропии берутся такие, при которых расхождение между синтетическими и практическими данными ЗЭТ минимально.
Двумерная инверсия в пласте ограниченной мощности
Двумерная инверсия данных ЗЭТ при определении значений УЭС пласта с учётом УЭС вмещающих пород выполняется для пластов, мощность которых не превышает 3.0 м. Двумерная инверсия выполняется после предварительного выделения границ пластов с использованием палеток «скважина пласт-вмещающая среда». Выбирается пласт и в ходе полного перебора параметров находится его УЭС в предположении, что вмещающие породы сверху и снизу - полупространства. Результатом считается УЭС пласта, для которого выполняется инверсия, а УЭС вмещающих пород в результат не входят. Палетки рассчитаны для ряда глубин, симметрично расположенных относительно центра пласта. Если глубины практических данных не совпадают с рассчитанными, выполняется сплайн-интерполяция измеренных сигналов кубическими сплайнами в палеточные глубины. Если мощность выбранного пласта не совпадает с палеточной, проводится линейная интерполяция палеточных данных по мощности пласта. При превышении максимальной мощности пласта (3.0 м), в качестве искомого УЭС берётся УЭС однородной среды по усреднённому значению в трёх средних точках пласта. Если мощность пласта меньше 0.5 м, используется палетка, соответствующая мощности 0.5 м. Также учитываются глубины, попадающие внутрь пласта и в его ближайшей окрестности, что значительно сокращает возможную эквивалентность. Выполняется отбрасывание лишних точек за пределами пласта, при этом сверху и снизу от границ пласта добавляется по одной точке. Иными словами, используется переменное число глубин в зависимости от мощности пласта.
Оценка коэффициента нефтенасыщения по данным ЗЭТ
Оценка коэффициента нефтенасыщения по данным ЗЭТ выполняется по результатам решения системы уравнений для тонкослоистого песчано-глини-стого коллектора (3.2). В случае известного значения ргл по данным исследования керна (или априорной информации) или гл по результатам интерпретации данных ядерных методов каротажа, для оценки кн используются соответствующие зависимости рпес = f{pv,Ph,Pгл) (3.3) или рпес = f(pv,Ph,Vгл) и выражение (3.1), полученное для изучаемых объектов по результатам исследования керна.
Полученные результаты
По результатам выполненного анализа синтетических сигналов ЗЭТ в реалистичных геоэлектрических моделях, полученных при численной двумерной инверсии практических данных ВИКИЗ и БКЗ с помощью разработанного программно-алгоритмического обеспечения, спрогнозированы особенности практических диаграмм ЗЭТ в разрезах нефтегазовых скважин Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и подтверждена корректность регистрации данных ЗЭТ при проведении опытно-промышленных испытаний.
Сравнительный анализ практических диаграмм ЗЭТ и диаграмм стандартных методов электрометрии (БК, МБК, БКЗ, ИК, ВИКИЗ), полученных в скважине № 1, показывает, что пространственное разрешение диаграмм ЗЭТ им не уступает, а по возможности изучения электрической макроанизотропии их превосходит, за счёт использования компактной зондовой системы с генераторными и измерительными тороидальными катушками на металлическом немагнитном корпусе.
На практических данных ЗЭТ из разрезов скважин в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показана достаточная для решения задач электрокаротажа эффективность разработанных алгоритмов обработки и двумерной инверсии для получения пространственного распределения УЭС и коэффициента электрической анизотропии.
Адаптирована методика петрофизической интерпретации данных ЗЭТ с определением коэффициента нефтенасыщения в рамках трансверсально-изотропной модели тонкослоистого песчано-глинистого коллектора, с учётом установленных для изучаемых объектов петрофизических связей на основе уравнения Дахнова-Арчи. На примере целевых объектов скважины Волго-Уральской нефтегазоносной провинции показано, что учёт глинистых прослоев приводит к увеличению определяемого коэффициента нефтенасыщения до 10 % по сравнению с традиционной методикой.
В результате проведённого исследования сформулированы методические рекомендации по обработке и количественной интерпретации данных ЗЭТ, предназначенные для использования геофизиками-интерпретаторами и направленные на повышение эффективности применения нового электромагнитного зонда.
Выполненное исследование показывает, что ЗЭТ имеет высокий потенциал для использования в геологических разрезах сложного строения (тонкослоистых, трещиноватых).